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內容簡介

　　《海洋高溫高壓氣井井筒完整性技術》介紹瞭井筒完整性發展曆程和現狀，南海西部海洋高溫高壓氣井的井筒完整性麵臨的挑戰，從井身結構設計技術、高溫高壓氣井材料腐蝕機理、套管材質選擇、井口係統選擇、油管柱力學井筒完整性設計、套管柱力學設計、固井技術、環空保護液、井筒完整性風險評估、組織作業和後期管理等方麵，闡述瞭海洋高溫高壓含CO2氣井井筒完整性技術。

目錄

目錄
第1章 井筒完整性發展曆程和現狀 1
1.1 井筒完整性定義 1
1.2 國內外發展曆程 3
1.3 海上高溫高壓氣井井筒完整性特點和難點 4
第2章 井身結構設計 6
2.1 國內外高壓井套管柱設計研究狀況及進展 6
2.1.1 國外高壓井套管柱設計研究現狀 7
2.1.2 國內高壓井套管柱設計現狀 9
2.2 高壓氣井井身結構設計T程難點分析 10
2.2.1 套管柱層次及井身結構現狀 10
2.2.2 套管柱層次設計工程難點 11
2.3 高溫高壓鑽井井身結構設計 12
2.3.1 高溫高壓鑽井井身結構設計原則 12
2.3.2 現有井身結構設計方法分析評價 13
2.3.3 套管柱層次及下入方法確定 14
2.3.4 井身結構設計的6個參數確定 16
2.3.5 需要特彆考慮的原則 18
2.4 高溫高壓油管柱尺寸優化設計 19
2.4.1 産能要求設計 19
2.4.2 凝析水量及攜液臨界流量計算 20
2.4.3 井筒防衝蝕速度計算 23
2.4.4 增産要求設計 24
2.4.5 其他設計方麵的要求 24
2.4.6 現場應用 24
第3章 高溫高壓氣井材料腐蝕機理 27
3.1 概述 27
3.2 CO2腐蝕 28
3.2.1 CO2腐蝕機理 28
3.2.2 CO2腐蝕類型 29
3.2.3 CO2腐蝕的影響因素 31
3.3 H2S腐蝕 34
3.3.1 H2S腐蝕機理 34
3.3.2 H2S腐蝕特點 36
3.4 CO2/H2S腐蝕機理及特點 37
3.5 油套管防腐實驗 39
3.5.1 實驗方法 39
3.5.2 實驗結果與分析 42
第4章 高溫高壓氣井材料選擇 46
4.1 油套管選擇材質圖版 46
4.2 高壓氣井套管材質選擇 49
4.3 井口係統選型及材料評價 51
4.3.1 腐蝕環境劃分 51
4.3.2 材料級彆 53
4.3.3 溫度與井口性能級彆 56
第5章 高溫高壓氣井油管柱力學完整性設計 58
5.1 高溫高壓氣井管柱設計 58
5.1.1 國內外高溫高壓油管柱現狀 58
5.1.2 海上高溫高壓氣井管柱設計原則 62
5.2 海洋井筒溫度、壓力計算 63
5.2.1 井筒溫度場計算 63
5.2.2 井筒壓力場計算 68
5.2.3 井筒壓力、溫度耦閤計算 72
5.3 高溫高壓油管柱強度校核 73
5.3.1 管柱變形基礎效應 73
5.3.2 油管柱強度校核方法 77
5.3.3 熱膨脹效應導緻的環空帶壓校核 79
5.4 南海西部高溫高壓井油管柱應用實例 82
5.4.1 南海西部高溫高壓井油管柱設計原則 82
5.4.2 油管柱安全性分析 84
第6章 高溫高壓氣井套管柱力學設計 87
6.1 高溫高壓井套管柱設計 87
6.1.1 套管強度計算 87
6.1.2 有效外載計算 90
6.1.3 套管柱強度設計方法 93
6.1.4 高溫高壓井套管柱設計優化 95
6.2 套管磨損評價及預防措施 96
6.2.1 套管磨損機理和研究現狀 97
6.2.2 套管磨損實驗測試 106
6.2.3 套管磨損量預測及剩餘強度計算方法 120
6.2.4 套管防磨技術研究 150
6.3 高壓腐蝕條件下套管強度計算及套管下深的校核 153
6.3.1 含腐蝕缺陷的套管管材抗擠毀強度計算 154
6.3.2 高壓氣井套管管材抗內壓計算 157
6.3.3 閤理安全設計係數的選用及套管下深校核設計 159
6.4 高壓氣井套管柱螺紋選型 162
6.4.1 螺紋強度及密封要求 162
6.4.2 特殊螺紋選型 164
6.5 高溫高壓探井套管強度校核及選擇實例 166
第7章 高溫高壓固井技術 173
7.1 高溫高壓固井技術難點 173
7.1.1 高溫高壓井固井主要技術難點 173
7.1.2 高溫導緻的問題 174
7.1.3 高壓導緻的問題 175
7.1.4 鑽井工藝引起的問題 177
7.2 高溫高壓水泥漿技術 177
7.2.1 高密度水泥漿技術 177
7.2.2 水泥漿防漏失技術 187
7.2.3 水泥漿防氣竄技術 194
7.2.4 水泥漿防腐技術 206
7.2.5 水泥石防應變/溫變技術 210
7.2.6 高溫高壓固井降失水劑技術 223
7.2.7 海洋高溫高壓水泥漿體係 229
7.3 高溫高壓固井T藝 235
7.3.1 井眼準備 235
7.3.2 防竄工藝技術 236
7.3.3 環空防氣竄工藝技術 239
7.3.4 抗高溫工藝技術 239
7.3.5 高密度水泥漿現場混配工藝技術 240
7.3.6 防漏和堵漏工藝技術 240
7.3.7 提高頂替效率技術 242
7.3.8 其他輔助工藝措施 243
7.4 現場應用實例 243
7.4.1 井身結構 243
7.4.2 鑽井液情況 244
7.4.3 地層承壓情況 244
7.4.4 9-5/8''套管固井 245
7.4.5 7''尾管固井技術 247
7.4.6 7''尾管迴接固井技術總結 249
第8章 環空保護液 251
8.1 環空保護液的功能及要求 251
8.2 緩蝕劑研究進展 252
8.2.1 緩蝕劑基本概念及分類 252
8.2.2 緩蝕劑的作用機理 253
8.2.3 緩蝕劑在油田中的研究現狀 254
8.2.4 緩蝕劑在油田中的發展趨勢 256
8.2.5 新型高效環保緩蝕劑的開發利用 256
8.3 環空保護液類型 257
8.3.1 水基鑽井液 257
8.3.2 低固相環空保護液 257
8.3.3 無機鹽環空保護液 257
8.3.4 有機鹽環空保護液 258
8.3.5 油基環空保護液 259
8.3.6 新型環空保護液 259
8.3.7 復閤鹽環空保護液 261
第9章 井筒完整性風險評估 265
9.1 基於目標井的溢流風險評價及井控策略 265
9.2 高溫超壓井風險評價 266
9.2.1 井筒完整性評價 266
9.2.2 套管段井筒完整性評價方法 268
9.3 井口抬升和預防措施研究 275
9.4 固井及環空帶壓技術研究 278
9.4.1 水泥環應力狀態的有限元模擬 278
9.4.2 環空帶壓的危害及氣井固井的特殊性 284
9.4.3 氣井固井後環空帶壓的規律 285
9.4.4 國內外氣井固井環空帶壓典型示例 285
9.4.5 環空帶壓或井口竄氣的原因分析 286
9.4.6 目前國內外主要預防及解決環空帶壓問題的措施 287
第10章 井筒完整性作業組織和後期管理 289
10.1 井筒完整性管理的影響因素 289
10.1.1 鑽井階段影響因素 290
10.1.2 固井完井階段影響因素 290
10.1.3 生産作業階段影響因素 291
10.1.4 廢棄階段的影響因素 292
10.2 井筒屏障保護部件 292
10.2.1 油套管本體材質 292
10.2.2 油套管連接螺紋 293
10.2.3 封隔器 293
10.2.4 套管頭 294
10.2.5 環空水泥環 295
10.2.6 套管掛 295
10.2.7 井控內防噴工具 295
10.2.8 其他井下工具 295
10.3 井筒完整性設計管理 296
10.3.1 油氣井井筒完整性管理理念 296
10.3.2 設計原則 297
10.3.3 設計方法 299
10.3.4 應用實例 299
10.4 井筒完整性屏障部件管理 301
10.4.1 選取抗腐蝕套管柱 301
10.4.2 井控裝置 301
10.4.3 井控管匯 302
10.4.4 螺紋的選用和操作 302
10.4.5 井口係統完整性選取 303
10.4.6 提高水泥防腐質量 303
10.4.7 優化固井工藝，保證固井質量 304
10.4.8 優化管柱設計，改善受力狀況 305
10.5 作業組織管理 305
10.5.1 製定規範要求 305
10.5.2 現場組織管理 307
10.5.3 井筒完整性監控和維護 308
10.6 後期管理 309
10.6.1 氣井完整性評價指標 309
10.6.2 資料連續性可追蹤管理 312
10.6.3 環空帶管理 313
10.6.4 環空帶壓監測與診斷 316
10.6.5 高含硫氣井安全評價 319
10.6.6 XX氣井應用案例 320
主要參考文獻 323

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