本書介紹了南海西部海洋高溫高壓氣井的地質(zhì)特點和面臨的挑戰(zhàn)，從井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化技術(shù)、井控技術(shù)、固井技術(shù)、油套管腐蝕機(jī)理和套管材料選擇技術(shù)、管柱力學(xué)井筒完整性設(shè)計等方面，闡述了海洋高溫高壓含CO2氣井井筒完整性技術(shù)。
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目錄
第1章 井筒完整性發(fā)展歷程和現(xiàn)狀 1
1.1 井筒完整性定義 1
1.2 國內(nèi)外發(fā)展歷程 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(jié)構(gòu)設(shè)計 6
2.1 國內(nèi)外高壓井套管柱設(shè)計研究狀況及進(jìn)展 6
2.1.1 國外高壓井套管柱設(shè)計研究現(xiàn)狀 7
2.1.2 國內(nèi)高壓井套管柱設(shè)計現(xiàn)狀 9
2.2 高壓氣井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計T程難點分析 10
2.2.1 套管柱層次及井身結(jié)構(gòu)現(xiàn)狀 10
2.2.2 套管柱層次設(shè)計工程難點 11
2.3 高溫高壓鉆井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計 12
2.3.1 高溫高壓鉆井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計原則 12
2.3.2 現(xiàn)有井身結(jié)構(gòu)設(shè)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(jié)構(gòu)設(shè)計的6個參數(shù)確定 16
2.3.5 需要特別考慮的原則 18
2.4 高溫高壓油管柱尺寸優(yōu)化設(shè)計 19
2.4.1 產(chǎn)能要求設(shè)計 19
2.4.2 凝析水量及攜液臨界流量計算 20
2.4.3 井筒防沖蝕速度計算 23
2.4.4 增產(chǎn)要求設(shè)計 24
2.4.5 其他設(shè)計方面的要求 24
2.4.6 現(xiàn)場應(yīng)用 24
第3章 高溫高壓氣井材料腐蝕機(jī)理 27
3.1 概述 27
3.2 CO2腐蝕 28
3.2.1 CO2腐蝕機(jī)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(jī)理 34
3.3.2 H2S腐蝕特點 36
3.4 CO2/H2S腐蝕機(jī)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(jié)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(zhì)圖版 46
4.2 高壓氣井套管材質(zhì)選擇 49
4.3 井口系統(tǒng)選型及材料評價 51
4.3.1 腐蝕環(huán)境劃分 51
4.3.2 材料級別 53
4.3.3 溫度與井口性能級別 56
第5章 高溫高壓氣井油管柱力學(xué)完整性設(shè)計 58
5.1 高溫高壓氣井管柱設(shè)計 58
5.1.1 國內(nèi)外高溫高壓油管柱現(xiàn)狀 58
5.1.2 海上高溫高壓氣井管柱設(shè)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、溫度耦合計算 72
5.3 高溫高壓油管柱強(qiáng)度校核 73
5.3.1 管柱變形基礎(chǔ)效應(yīng) 73
5.3.2 油管柱強(qiáng)度校核方法 77
5.3.3 熱膨脹效應(yīng)導(dǎo)致的環(huán)空帶壓校核 79
5.4 南海西部高溫高壓井油管柱應(yīng)用實例 82
5.4.1 南海西部高溫高壓井油管柱設(shè)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(xué)設(shè)計 87
6.1 高溫高壓井套管柱設(shè)計 87
6.1.1 套管強(qiáng)度計算 87
6.1.2 有效外載計算 90
6.1.3 套管柱強(qiáng)度設(shè)計方法 93
6.1.4 高溫高壓井套管柱設(shè)計優(yōu)化 95
6.2 套管磨損評價及預(yù)防措施 96
6.2.1 套管磨損機(jī)理和研究現(xiàn)狀 97
6.2.2 套管磨損實驗測試 106
6.2.3 套管磨損量預(yù)測及剩余強(qiáng)度計算方法 120
6.2.4 套管防磨技術(shù)研究 150
6.3 高壓腐蝕條件下套管強(qiáng)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(qiáng)度計算 154
6.3.2 高壓氣井套管管材抗內(nèi)壓計算 157
6.3.3 合理安全設(shè)計系數(shù)的選用及套管下深校核設(shè)計 159
6.4 高壓氣井套管柱螺紋選型 162
6.4.1 螺紋強(qiáng)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(qiáng)度校核及選擇實例 166
第7章 高溫高壓固井技術(shù) 173
7.1 高溫高壓固井技術(shù)難點 173
7.1.1 高溫高壓井固井主要技術(shù)難點 173
7.1.2 高溫導(dǎo)致的問題 174
7.1.3 高壓導(dǎo)致的問題 175
7.1.4 鉆井工藝引起的問題 177
7.2 高溫高壓水泥漿技術(shù) 177
7.2.1 高密度水泥漿技術(shù) 177
7.2.2 水泥漿防漏失技術(shù) 187
7.2.3 水泥漿防氣竄技術(shù) 194
7.2.4 水泥漿防腐技術(shù) 206
7.2.5 水泥石防應(yīng)變/溫變技術(shù) 210
7.2.6 高溫高壓固井降失水劑技術(shù) 223
7.2.7 海洋高溫高壓水泥漿體系 229
7.3 高溫高壓固井T藝 235
7.3.1 井眼準(zhǔn)備 235
7.3.2 防竄工藝技術(shù) 236
7.3.3 環(huán)空防氣竄工藝技術(shù) 239
7.3.4 抗高溫工藝技術(shù) 239
7.3.5 高密度水泥漿現(xiàn)場混配工藝技術(shù) 240
7.3.6 防漏和堵漏工藝技術(shù) 240
7.3.7 提高頂替效率技術(shù) 242
7.3.8 其他輔助工藝措施 243
7.4 現(xiàn)場應(yīng)用實例 243
7.4.1 井身結(jié)構(gòu) 243
7.4.2 鉆井液情況 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(shù) 247
7.4.6 7''尾管回接固井技術(shù)總結(jié) 249
第8章 環(huán)空保護(hù)液 251
8.1 環(huán)空保護(hù)液的功能及要求 251
8.2 緩蝕劑研究進(jìn)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(jī)理 253
8.2.3 緩蝕劑在油田中的研究現(xiàn)狀 254
8.2.4 緩蝕劑在油田中的發(fā)展趨勢 256
8.2.5 新型高效環(huán)保緩蝕劑的開發(fā)利用 256
8.3 環(huán)空保護(hù)液類型 257
8.3.1 水基鉆井液 257
8.3.2 低固相環(huán)空保護(hù)液 257
8.3.3 無機(jī)鹽環(huán)空保護(hù)液 257
8.3.4 有機(jī)鹽環(huán)空保護(hù)液 258
8.3.5 油基環(huán)空保護(hù)液 259
8.3.6 新型環(huán)空保護(hù)液 259
8.3.7 復(fù)合鹽環(huán)空保護(hù)液 261
第9章 井筒完整性風(fēng)險評估 265
9.1 基于目標(biāo)井的溢流風(fēng)險評價及井控策略 265
9.2 高溫超壓井風(fēng)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(yù)防措施研究 275
9.4 固井及環(huán)空帶壓技術(shù)研究 278
9.4.1 水泥環(huán)應(yīng)力狀態(tài)的有限元模擬 278
9.4.2 環(huán)空帶壓的危害及氣井固井的特殊性 284
9.4.3 氣井固井后環(huán)空帶壓的規(guī)律 285
9.4.4 國內(nèi)外氣井固井環(huán)空帶壓典型示例 285
9.4.5 環(huán)空帶壓或井口竄氣的原因分析 286
9.4.6 目前國內(nèi)外主要預(yù)防及解決環(huán)空帶壓問題的措施 287
第10章 井筒完整性作業(yè)組織和后期管理 289
10.1 井筒完整性管理的影響因素 289
10.1.1 鉆井階段影響因素 290
10.1.2 固井完井階段影響因素 290
10.1.3 生產(chǎn)作業(yè)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(hù)部件 292
10.2.1 油套管本體材質(zhì) 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(huán)空水泥環(huán) 295
10.2.6 套管掛 295
10.2.7 井控內(nèi)防噴工具 295
10.2.8 其他井下工具 295
10.3 井筒完整性設(shè)計管理 296
10.3.1 油氣井井筒完整性管理理念 296
10.3.2 設(shè)計原則 297
10.3.3 設(shè)計方法 299
10.3.4 應(yīng)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 井口系統(tǒng)完整性選取 303
10.4.6 提高水泥防腐質(zhì)量 303
10.4.7 優(yōu)化固井工藝，保證固井質(zhì)量 304
10.4.8 優(yōu)化管柱設(shè)計，改善受力狀況 305
10.5 作業(yè)組織管理 305
10.5.1 制定規(guī)范要求 305
10.5.2 現(xiàn)場組織管理 307
10.5.3 井筒完整性監(jiān)控和維護(hù) 308
10.6 后期管理 309
10.6.1 氣井完整性評價指標(biāo) 309
10.6.2 資料連續(xù)性可追蹤管理 312
10.6.3 環(huán)空帶管理 313
10.6.4 環(huán)空帶壓監(jiān)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(yīng)用案例 320
主要參考文獻(xiàn) 323
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