特殊油氣藏井筒完整性與安全

目錄
第1章 井筒完整性綜述 1
1.1 井筒完整性表述的由來 1
1.2 井筒完整性的概念 2
1.2.1 井筒完整性管理的概念 2
1.2.2 全生命周期井筒完整性 2
1.2.3 開采期井筒完整性概念 3
1.3 井筒完整性失效案例及重要的國際行動 4
1.3.1 重大的井筒完整性失效案例 4
1.3.2 “深水地平線事件”后的井筒完整性國際性行動 5
1.3.3 井筒完整性標(biāo)準(zhǔn)的完善與發(fā)展 6
1.4 井筒完整性管理問題的復(fù)雜性 7
1.4.1 挪威北海井筒完整性失效統(tǒng)計 7
1.4.2 美國墨西哥灣外大陸架井筒完整性失效統(tǒng)計 7
1.5 油井筒完整性的風(fēng)險評估 9
1.5.1 井筒完整性的風(fēng)險 9
1.5.2 與井位和環(huán)境相關(guān)的風(fēng)險 9
1.5.3 井口或井周意外溢出或井噴流出物 10
1.5.4 風(fēng)險的定性評估 10
1.5.5 風(fēng)險的定量評估 11
第2章 井筒屏障設(shè)計與風(fēng)險管理 14
2.1 井筒屏障分類及功能 14
2.1.1 井筒屏障的概念 14
2.1.2 井筒屏障功能及分類 14
2.2 典型井的井筒屏障系統(tǒng) 16
2.2.1 自流采油井或自流采氣井的井筒屏障及屏障系統(tǒng)設(shè)置 16
2.2.2 緊急關(guān)井下的井筒屏障系統(tǒng) 17
2.3 井筒屏障單元管理 20
2.3.1 井筒屏障單元描述所需的基礎(chǔ)數(shù)據(jù) 20
2.3.2 井筒屏障單元描述 21
2.4 井筒屏障系統(tǒng)風(fēng)險及管控 22
2.4.1 井底結(jié)構(gòu)對屏障完整性的影響 22
2.4.2 深井小間隙一次固井與尾管固井回接的水泥屏障及風(fēng)險 24
2.4.3 高溫高壓井井筒屏障風(fēng)險 26
2.4.4 油套環(huán)空封閉域屏障風(fēng)險 29
2.4.5 套管-水泥環(huán)-地層封閉域屏障風(fēng)險 30
2.4.6 井口封閉域屏障風(fēng)險 31
2.5 井筒屏障單元功能和失效模式 36
2.6 井筒屏障單元服役的力學(xué)和腐蝕環(huán)境 37
2.6.1 油管柱及組件強度設(shè)計 37
2.6.2 油管柱各連接節(jié)點相容性 38
2.7 井筒腐蝕完整性管理 39
2.7.1 井筒腐蝕完整性管理框架 39
2.7.2 環(huán)境敏感斷裂管理 40
2.7.3 流體屏障的腐蝕管理 41
2.7.4 環(huán)空水泥面之上滯留流體的流體屏障作用及腐蝕管理 42
2.8 封井棄井操作井筒完整性管理 43
第3章 油套管柱強度設(shè)計與完整性管理 45
3.1 油管柱常規(guī)強度設(shè)計 45
3.1.1 油管柱服役工況的復(fù)雜性：腐蝕與環(huán)境敏感開裂 45
3.1.2 油管柱服役工況的復(fù)雜性：井下溫度壓力及力學(xué)環(huán)境 46
3.1.3 油管柱設(shè)計安全系數(shù) 46
3.2 套管柱常規(guī)強度設(shè)計 47
3.2.1 常規(guī)強度設(shè)計內(nèi)涵及要求 47
3.2.2 套管柱常規(guī)強度設(shè)計安全系數(shù) 48
3.3 油套管強度 49
3.3.1 油套管強度標(biāo)準(zhǔn)的演變 49
3.3.2 非標(biāo)準(zhǔn)高強度套管 55
3.3.3 套管產(chǎn)品性能及風(fēng)險管控 59
3.3.4 套管柱強度設(shè)計 63
3.4 高溫高壓氣井強度設(shè)計的特殊考慮 67
3.4.1 軸向力計算 67
3.4.2 有效內(nèi)壓力計算 69
3.4.3 有效外擠力計算 77
3.5 腐蝕環(huán)境油套管柱強度設(shè)計 81
3.5.1 腐蝕環(huán)境應(yīng)力水平概念 82
3.5.2 腐蝕環(huán)境強度設(shè)計安全系數(shù) 82
3.5.3 降低應(yīng)力水平的井身結(jié)構(gòu)及管柱結(jié)構(gòu) 84
3.6 考慮沖蝕、腐蝕的油管直徑選用 85
3.6.1 考慮油管沖蝕/腐蝕的平均流速計算 86
3.6.2 優(yōu)選螺紋結(jié)構(gòu)，防止螺紋沖蝕/腐蝕 87
3.7 考慮環(huán)空帶壓的完整性管理 87
3.8 油套管螺紋的密封和強度的完整性 90
3.8.1 API 油套管螺紋特征 90
3.8.2 油套管典型的特殊螺紋及特征 91
3.8.3 油套管典型的氣密封結(jié)構(gòu)及密封機理 93
3.8.4 油套管特殊螺紋潛在的失效風(fēng)險 96
3.8.5 油套管特殊螺紋性能要求及檢測 98
第4章 高溫高壓氣井熱力學(xué)與井筒完整性 100
4.1 井筒熱力學(xué)與高溫高壓氣井管柱失效相關(guān)性 100
4.2 高溫環(huán)境管柱材料力學(xué)性能退化 101
4.2.1 常見材料類型 101
4.2.2 溫度對碳鋼和低合金鋼強度的影響 102
4.2.3 溫度對耐蝕合金（CRA）強度的影響 104
4.3 超深井管柱有效下深計算 108
4.3.1 阿基米德原理 109
4.3.2 實際深度計算 113
4.3.3 現(xiàn)場應(yīng)用 115
4.4 不同作業(yè)工況下油管柱軸向力及變形 120
4.4.1 油管柱軸向力及變形計算 120
4.4.2 在壓裂、測試、井下作業(yè)等工況中的應(yīng)用 126
4.5 高溫高壓氣井管柱屈曲 129
4.5.1 屈曲的危害 129
4.5.2 屈曲計算 131
4.6 井筒傳熱學(xué)及熱力學(xué)分析計算模型 134
4.6.1 管內(nèi)穩(wěn)態(tài)流動模型 134
4.6.2 油套環(huán)空流動模型 136
4.6.3 井眼徑向傳熱模型 136
4.6.4 油套管材料的熱力學(xué)性能 139
4.6.5 模型求解 140
4.6.6 高產(chǎn)高溫氣井調(diào)產(chǎn)對井筒安全的影響 141
第5章 與腐蝕和環(huán)境敏感開裂相關(guān)的井筒完整性 142
5.1 腐蝕與環(huán)境敏感開裂對井筒完整性的影響 142
5.2 油氣井腐蝕 143
5.2.1 油氣井腐蝕介質(zhì) 143
5.2.2 油氣井腐蝕環(huán)境 143
5.3 電化學(xué)腐蝕 144
5.3.1 腐蝕特點 144
5.3.2 H2S 腐蝕 145
5.3.3 CO2 腐蝕 146
5.3.4 局部腐蝕 148
5.3.5 流動與相變因素引起的腐蝕 150
5.4 環(huán)境敏感斷裂 151
5.4.1 環(huán)境敏感斷裂概念 151
5.4.2 環(huán)境敏感開裂類型 152
5.4.3 應(yīng)力腐蝕開裂機理 156
5.5 油氣井工作流體的腐蝕和環(huán)境敏感開裂 158
5.5.1 油氣井工作流體范疇 158
5.5.2 酸液腐蝕 158
5.5.3 注入水腐蝕 159
5.5.4 注氣開發(fā)腐蝕 159
5.5.5 套管間環(huán)空滯留鉆井液腐蝕 160
5.6 環(huán)空保護液的腐蝕與環(huán)境敏感開裂 161
5.6.1 環(huán)空保護液的腐蝕與環(huán)境敏感開裂的復(fù)雜性 161
5.6.2 環(huán)空保護液功能與設(shè)計的基本要求 161
5.6.3 環(huán)空保護液類型及與金屬材料的相容性 162
5.6.4 環(huán)空保護液導(dǎo)致應(yīng)力腐蝕開裂的現(xiàn)場案例 165
5.7 套管腐蝕管理 167
5.7.1 套管外環(huán)空腐蝕問題的復(fù)雜性 167
5.7.2 套管環(huán)空腐蝕管理 168
5.7.3 套管腐蝕監(jiān)測 171
5.8 應(yīng)力腐蝕開裂實驗方法及表征參量 171
5.8.1 應(yīng)力腐蝕開裂實驗標(biāo)準(zhǔn) 171
5.8.2 硫化氫環(huán)境應(yīng)力腐蝕開裂實驗方法 172
5.8.3 硫化物應(yīng)力開裂SSC 實驗設(shè)定的腐蝕介質(zhì) 175
5.8.4 硫化物應(yīng)力開裂SSC 實驗不通過的折中處理 177
5.9 硫化氫環(huán)境油套管材料的選用 178
5.9.1 硫化物應(yīng)力開裂和應(yīng)力腐蝕開裂選材標(biāo)準(zhǔn)體系 178
5.9.2 材料選用總體方案 178
5.9.3 基于現(xiàn)場經(jīng)驗的材料選用 180
5.9.4 硫化氫酸性環(huán)境，硫化物應(yīng)力開裂為主控因素的碳鋼材料選用 180
5.10 二氧化碳腐蝕環(huán)境油套管材料的選用 185
5.10.1 二氧化碳環(huán)境碳鋼油套管材料的選用 185
5.10.2 二氧化碳環(huán)境不銹鋼油套管材料的選用標(biāo)準(zhǔn) 186
5.10.3 高含H2S 和CO2 腐蝕環(huán)境鎳基合金油套管材料的選用 194
5.10.4 惡劣腐蝕環(huán)境鈦及鈦合金油套管材料 200
5.11 油氣井腐蝕環(huán)境組分、pH 和溶液濃度換算 203
5.11.1 天然氣組分的相關(guān)換算 203
5.11.2 地面pH 與原位pH 之間的換算 205
5.11.3 溶液濃度換算 208
第6章 高溫高壓氣井井筒流體屏障與井筒安全 211
6.1 與井筒相變動力學(xué)相關(guān)的風(fēng)險源 211
6.2 鉆井過程液體屏障單元 212
6.2.1 當(dāng)量靜態(tài)密度（ESD） 212
6.2.2 當(dāng)量循環(huán)密度（ECD） 214
6.3 注水泥過程液體屏障單元 214
6.3.1 設(shè)計原則 214
6.3.2 環(huán)空流體結(jié)構(gòu)選擇 215
6.3.3 平衡壓力校核 215
6.3.4 注水泥失重與氣竄評價方法 215
6.4 超臨界硫化氫、二氧化碳對液體屏障單元的影響 222
6.4.1 臨界現(xiàn)象描述 222
6.4.2 超臨界流體的定義及特殊相行為 222
6.4.3 超臨界硫化氫、二氧化碳的主要物理化學(xué)性能 223
6.4.4 超臨界硫化氫、二氧化碳的溶解特性 230
第7章 水泥環(huán)的密封完整性 235
7.1 注水泥及水泥環(huán)密封完整性相關(guān)標(biāo)準(zhǔn) 235
7.1.1 中國石油天然氣行業(yè)固井技術(shù)標(biāo)準(zhǔn) 235
7.1.2 API/ISO 固井技術(shù)標(biāo)準(zhǔn) 235
7.1.3 固井注水泥功能 236
7.1.4 中國與API/ISO 固井水泥返深技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)的差異 236
7.2 注水泥對井筒完整性的影響 238
7.2.1 注水泥過程環(huán)空壓力平衡破壞的影響 239
7.2.2 注水泥候凝期間環(huán)空壓力平衡破壞的影響 240
7.2.3 環(huán)空水泥環(huán)膠結(jié)密封失效 240
7.3 保證注水泥質(zhì)量的關(guān)鍵技術(shù) 241
7.3.1 井眼質(zhì)量 241
7.3.2 鉆井液性能 241
7.3.3 套管附件的使用 242
7.3.4 注水泥工程設(shè)計 242
7.3.5 水泥漿體系設(shè)計與測試 245
7.3.6 井眼準(zhǔn)備 246
7.3.7 注水泥作業(yè) 248
7.4 水泥環(huán)失效對井筒完整性的影響 250
7.4.1 影響水泥環(huán)完整性的主要因素 250
7.4.2 強化與提高水泥環(huán)完整性的技術(shù)措施 255
7.5 井下作業(yè)與水泥環(huán)密封完整性 258
7.5.1 井下作業(yè)對水泥環(huán)的載荷 258
7.5.2 三軸應(yīng)力狀態(tài)下水泥石力學(xué)性能 260
7.5.3 水泥環(huán)失效準(zhǔn)則 263
7.5.4 現(xiàn)場應(yīng)用 264
第8章 井口及采油樹、油管柱附件的完整性 268
8.1 井口及采油樹 268
8.1.1 井口范疇及功能 268
8.1.2 采油樹 269
8.1.3 井口及采油樹系統(tǒng)選型 270
8.1.4 井口及采油樹溫度分級 274
8.1.5 井口及采油樹產(chǎn)品規(guī)范級別 275
8.2 井下安全閥 277
8.3 封隔器 278
8.3.1 生產(chǎn)封隔器 278
8.3.2 尾管管外封隔器 279
8.4 橡膠材料性能評價實驗 280
8.4.1 橡膠材料拉伸性能測試 280
8.4.2 橡膠材