特殊油气藏井筒完整性与安全
出版时间:
2019-03
版次:
1
ISBN:
9787030429162
定价:
180.00
装帧:
精装
开本:
16开
页数:
318页
字数:
503千字
正文语种:
简体中文
4人买过
-
近年来随着高温高压、深井超深井、含H2S/CO2气井发生了一些由于井筒完整性问题引起的事故或环境与人身伤害，井筒完整性的理念、学术与技术思想，技术规范或标准才逐渐形成一个学术或技术方向。《特殊油气藏井筒完整性与安全》是国际上首部复杂油气藏井筒完整性与安全方面的专著，主要介绍了作者及其研究团队多年来在油气井井筒完整性理论、技术、工具或装备及标准等方面的研究成果，具有针对性、实用性、知识性较强的特点，面向研究、面向生产，力求能为广大油气领域科技工作者提供有益的借鉴。 目录
第1章 井筒完整性综述 1
1.1 井筒完整性表述的由来 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 开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国际行动 4
1.3.1 重大的井筒完整性失效案例 4
1.3.2 “深水地平线事件”后的井筒完整性国际性行动 5
1.3.3 井筒完整性标准的完善与发展 6
1.4 井筒完整性管理问题的复杂性 7
1.4.1 挪威北海井筒完整性失效统计 7
1.4.2 美国墨西哥湾外大陆架井筒完整性失效统计 7
1.5 油井筒完整性的风险评估 9
1.5.1 井筒完整性的风险 9
1.5.2 与井位和环境相关的风险 9
1.5.3 井口或井周意外溢出或井喷流出物 10
1.5.4 风险的定性评估 10
1.5.5 风险的定量评估 11
第2章 井筒屏障设计与风险管理 14
2.1 井筒屏障分类及功能 14
2.1.1 井筒屏障的概念 14
2.1.2 井筒屏障功能及分类 14
2.2 典型井的井筒屏障系统 16
2.2.1 自流采油井或自流采气井的井筒屏障及屏障系统设置 16
2.2.2 紧急关井下的井筒屏障系统 17
2.3 井筒屏障单元管理 20
2.3.1 井筒屏障单元描述所需的基础数据 20
2.3.2 井筒屏障单元描述 21
2.4 井筒屏障系统风险及管控 22
2.4.1 井底结构对屏障完整性的影响 22
2.4.2 深井小间隙一次固井与尾管固井回接的水泥屏障及风险 24
2.4.3 高温高压井井筒屏障风险 26
2.4.4 油套环空封闭域屏障风险 29
2.4.5 套管-水泥环-地层封闭域屏障风险 30
2.4.6 井口封闭域屏障风险 31
2.5 井筒屏障单元功能和失效模式 36
2.6 井筒屏障单元服役的力学和腐蚀环境 37
2.6.1 油管柱及组件强度设计 37
2.6.2 油管柱各连接节点相容性 38
2.7 井筒腐蚀完整性管理 39
2.7.1 井筒腐蚀完整性管理框架 39
2.7.2 环境敏感断裂管理 40
2.7.3 流体屏障的腐蚀管理 41
2.7.4 环空水泥面之上滞留流体的流体屏障作用及腐蚀管理 42
2.8 封井弃井操作井筒完整性管理 43
第3章 油套管柱强度设计与完整性管理 45
3.1 油管柱常规强度设计 45
3.1.1 油管柱服役工况的复杂性：腐蚀与环境敏感开裂 45
3.1.2 油管柱服役工况的复杂性：井下温度压力及力学环境 46
3.1.3 油管柱设计安全系数 46
3.2 套管柱常规强度设计 47
3.2.1 常规强度设计内涵及要求 47
3.2.2 套管柱常规强度设计安全系数 48
3.3 油套管强度 49
3.3.1 油套管强度标准的演变 49
3.3.2 非标准高强度套管 55
3.3.3 套管产品性能及风险管控 59
3.3.4 套管柱强度设计 63
3.4 高温高压气井强度设计的特殊考虑 67
3.4.1 轴向力计算 67
3.4.2 有效内压力计算 69
3.4.3 有效外挤力计算 77
3.5 腐蚀环境油套管柱强度设计 81
3.5.1 腐蚀环境应力水平概念 82
3.5.2 腐蚀环境强度设计安全系数 82
3.5.3 降低应力水平的井身结构及管柱结构 84
3.6 考虑冲蚀、腐蚀的油管直径选用 85
3.6.1 考虑油管冲蚀/腐蚀的平均流速计算 86
3.6.2 优选螺纹结构，防止螺纹冲蚀/腐蚀 87
3.7 考虑环空带压的完整性管理 87
3.8 油套管螺纹的密封和强度的完整性 90
3.8.1 API 油套管螺纹特征 90
3.8.2 油套管典型的特殊螺纹及特征 91
3.8.3 油套管典型的气密封结构及密封机理 93
3.8.4 油套管特殊螺纹潜在的失效风险 96
3.8.5 油套管特殊螺纹性能要求及检测 98
第4章 高温高压气井热力学与井筒完整性 100
4.1 井筒热力学与高温高压气井管柱失效相关性 100
4.2 高温环境管柱材料力学性能退化 101
4.2.1 常见材料类型 101
4.2.2 温度对碳钢和低合金钢强度的影响 102
4.2.3 温度对耐蚀合金（CRA）强度的影响 104
4.3 超深井管柱有效下深计算 108
4.3.1 阿基米德原理 109
4.3.2 实际深度计算 113
4.3.3 现场应用 115
4.4 不同作业工况下油管柱轴向力及变形 120
4.4.1 油管柱轴向力及变形计算 120
4.4.2 在压裂、测试、井下作业等工况中的应用 126
4.5 高温高压气井管柱屈曲 129
4.5.1 屈曲的危害 129
4.5.2 屈曲计算 131
4.6 井筒传热学及热力学分析计算模型 134
4.6.1 管内稳态流动模型 134
4.6.2 油套环空流动模型 136
4.6.3 井眼径向传热模型 136
4.6.4 油套管材料的热力学性能 139
4.6.5 模型求解 140
4.6.6 高产高温气井调产对井筒安全的影响 141
第5章 与腐蚀和环境敏感开裂相关的井筒完整性 142
5.1 腐蚀与环境敏感开裂对井筒完整性的影响 142
5.2 油气井腐蚀 143
5.2.1 油气井腐蚀介质 143
5.2.2 油气井腐蚀环境 143
5.3 电化学腐蚀 144
5.3.1 腐蚀特点 144
5.3.2 H2S 腐蚀 145
5.3.3 CO2 腐蚀 146
5.3.4 局部腐蚀 148
5.3.5 流动与相变因素引起的腐蚀 150
5.4 环境敏感断裂 151
5.4.1 环境敏感断裂概念 151
5.4.2 环境敏感开裂类型 152
5.4.3 应力腐蚀开裂机理 156
5.5 油气井工作流体的腐蚀和环境敏感开裂 158
5.5.1 油气井工作流体范畴 158
5.5.2 酸液腐蚀 158
5.5.3 注入水腐蚀 159
5.5.4 注气开发腐蚀 159
5.5.5 套管间环空滞留钻井液腐蚀 160
5.6 环空保护液的腐蚀与环境敏感开裂 161
5.6.1 环空保护液的腐蚀与环境敏感开裂的复杂性 161
5.6.2 环空保护液功能与设计的基本要求 161
5.6.3 环空保护液类型及与金属材料的相容性 162
5.6.4 环空保护液导致应力腐蚀开裂的现场案例 165
5.7 套管腐蚀管理 167
5.7.1 套管外环空腐蚀问题的复杂性 167
5.7.2 套管环空腐蚀管理 168
5.7.3 套管腐蚀监测 171
5.8 应力腐蚀开裂实验方法及表征参量 171
5.8.1 应力腐蚀开裂实验标准 171
5.8.2 硫化氢环境应力腐蚀开裂实验方法 172
5.8.3 硫化物应力开裂SSC 实验设定的腐蚀介质 175
5.8.4 硫化物应力开裂SSC 实验不通过的折中处理 177
5.9 硫化氢环境油套管材料的选用 178
5.9.1 硫化物应力开裂和应力腐蚀开裂选材标准体系 178
5.9.2 材料选用总体方案 178
5.9.3 基于现场经验的材料选用 180
5.9.4 硫化氢酸性环境，硫化物应力开裂为主控因素的碳钢材料选用 180
5.10 二氧化碳腐蚀环境油套管材料的选用 185
5.10.1 二氧化碳环境碳钢油套管材料的选用 185
5.10.2 二氧化碳环境不锈钢油套管材料的选用标准 186
5.10.3 高含H2S 和CO2 腐蚀环境镍基合金油套管材料的选用 194
5.10.4 恶劣腐蚀环境钛及钛合金油套管材料 200
5.11 油气井腐蚀环境组分、pH 和溶液浓度换算 203
5.11.1 天然气组分的相关换算 203
5.11.2 地面pH 与原位pH 之间的换算 205
5.11.3 溶液浓度换算 208
第6章 高温高压气井井筒流体屏障与井筒安全 211
6.1 与井筒相变动力学相关的风险源 211
6.2 钻井过程液体屏障单元 212
6.2.1 当量静态密度（ESD） 212
6.2.2 当量循环密度（ECD） 214
6.3 注水泥过程液体屏障单元 214
6.3.1 设计原则 214
6.3.2 环空流体结构选择 215
6.3.3 平衡压力校核 215
6.3.4 注水泥失重与气窜评价方法 215
6.4 超临界硫化氢、二氧化碳对液体屏障单元的影响 222
6.4.1 临界现象描述 222
6.4.2 超临界流体的定义及特殊相行为 222
6.4.3 超临界硫化氢、二氧化碳的主要物理化学性能 223
6.4.4 超临界硫化氢、二氧化碳的溶解特性 230
第7章 水泥环的密封完整性 235
7.1 注水泥及水泥环密封完整性相关标准 235
7.1.1 中国石油天然气行业固井技术标准 235
7.1.2 API/ISO 固井技术标准 235
7.1.3 固井注水泥功能 236
7.1.4 中国与API/ISO 固井水泥返深技术标准的差异 236
7.2 注水泥对井筒完整性的影响 238
7.2.1 注水泥过程环空压力平衡破坏的影响 239
7.2.2 注水泥候凝期间环空压力平衡破坏的影响 240
7.2.3 环空水泥环胶结密封失效 240
7.3 保证注水泥质量的关键技术 241
7.3.1 井眼质量 241
7.3.2 钻井液性能 241
7.3.3 套管附件的使用 242
7.3.4 注水泥工程设计 242
7.3.5 水泥浆体系设计与测试 245
7.3.6 井眼准备 246
7.3.7 注水泥作业 248
7.4 水泥环失效对井筒完整性的影响 250
7.4.1 影响水泥环完整性的主要因素 250
7.4.2 强化与提高水泥环完整性的技术措施 255
7.5 井下作业与水泥环密封完整性 258
7.5.1 井下作业对水泥环的载荷 258
7.5.2 三轴应力状态下水泥石力学性能 260
7.5.3 水泥环失效准则 263
7.5.4 现场应用 264
第8章 井口及采油树、油管柱附件的完整性 268
8.1 井口及采油树 268
8.1.1 井口范畴及功能 268
8.1.2 采油树 269
8.1.3 井口及采油树系统选型 270
8.1.4 井口及采油树温度分级 274
8.1.5 井口及采油树产品规范级别 275
8.2 井下安全阀 277
8.3 封隔器 278
8.3.1 生产封隔器 278
8.3.2 尾管管外封隔器 279
8.4 橡胶材料性能评价实验 280
8.4.1 橡胶材料拉伸性能测试 280
8.4.2 橡胶材
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内容简介:
近年来随着高温高压、深井超深井、含H2S/CO2气井发生了一些由于井筒完整性问题引起的事故或环境与人身伤害，井筒完整性的理念、学术与技术思想，技术规范或标准才逐渐形成一个学术或技术方向。《特殊油气藏井筒完整性与安全》是国际上首部复杂油气藏井筒完整性与安全方面的专著，主要介绍了作者及其研究团队多年来在油气井井筒完整性理论、技术、工具或装备及标准等方面的研究成果，具有针对性、实用性、知识性较强的特点，面向研究、面向生产，力求能为广大油气领域科技工作者提供有益的借鉴。
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目录:
目录
第1章 井筒完整性综述 1
1.1 井筒完整性表述的由来 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 开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国际行动 4
1.3.1 重大的井筒完整性失效案例 4
1.3.2 “深水地平线事件”后的井筒完整性国际性行动 5
1.3.3 井筒完整性标准的完善与发展 6
1.4 井筒完整性管理问题的复杂性 7
1.4.1 挪威北海井筒完整性失效统计 7
1.4.2 美国墨西哥湾外大陆架井筒完整性失效统计 7
1.5 油井筒完整性的风险评估 9
1.5.1 井筒完整性的风险 9
1.5.2 与井位和环境相关的风险 9
1.5.3 井口或井周意外溢出或井喷流出物 10
1.5.4 风险的定性评估 10
1.5.5 风险的定量评估 11
第2章 井筒屏障设计与风险管理 14
2.1 井筒屏障分类及功能 14
2.1.1 井筒屏障的概念 14
2.1.2 井筒屏障功能及分类 14
2.2 典型井的井筒屏障系统 16
2.2.1 自流采油井或自流采气井的井筒屏障及屏障系统设置 16
2.2.2 紧急关井下的井筒屏障系统 17
2.3 井筒屏障单元管理 20
2.3.1 井筒屏障单元描述所需的基础数据 20
2.3.2 井筒屏障单元描述 21
2.4 井筒屏障系统风险及管控 22
2.4.1 井底结构对屏障完整性的影响 22
2.4.2 深井小间隙一次固井与尾管固井回接的水泥屏障及风险 24
2.4.3 高温高压井井筒屏障风险 26
2.4.4 油套环空封闭域屏障风险 29
2.4.5 套管-水泥环-地层封闭域屏障风险 30
2.4.6 井口封闭域屏障风险 31
2.5 井筒屏障单元功能和失效模式 36
2.6 井筒屏障单元服役的力学和腐蚀环境 37
2.6.1 油管柱及组件强度设计 37
2.6.2 油管柱各连接节点相容性 38
2.7 井筒腐蚀完整性管理 39
2.7.1 井筒腐蚀完整性管理框架 39
2.7.2 环境敏感断裂管理 40
2.7.3 流体屏障的腐蚀管理 41
2.7.4 环空水泥面之上滞留流体的流体屏障作用及腐蚀管理 42
2.8 封井弃井操作井筒完整性管理 43
第3章 油套管柱强度设计与完整性管理 45
3.1 油管柱常规强度设计 45
3.1.1 油管柱服役工况的复杂性：腐蚀与环境敏感开裂 45
3.1.2 油管柱服役工况的复杂性：井下温度压力及力学环境 46
3.1.3 油管柱设计安全系数 46
3.2 套管柱常规强度设计 47
3.2.1 常规强度设计内涵及要求 47
3.2.2 套管柱常规强度设计安全系数 48
3.3 油套管强度 49
3.3.1 油套管强度标准的演变 49
3.3.2 非标准高强度套管 55
3.3.3 套管产品性能及风险管控 59
3.3.4 套管柱强度设计 63
3.4 高温高压气井强度设计的特殊考虑 67
3.4.1 轴向力计算 67
3.4.2 有效内压力计算 69
3.4.3 有效外挤力计算 77
3.5 腐蚀环境油套管柱强度设计 81
3.5.1 腐蚀环境应力水平概念 82
3.5.2 腐蚀环境强度设计安全系数 82
3.5.3 降低应力水平的井身结构及管柱结构 84
3.6 考虑冲蚀、腐蚀的油管直径选用 85
3.6.1 考虑油管冲蚀/腐蚀的平均流速计算 86
3.6.2 优选螺纹结构，防止螺纹冲蚀/腐蚀 87
3.7 考虑环空带压的完整性管理 87
3.8 油套管螺纹的密封和强度的完整性 90
3.8.1 API 油套管螺纹特征 90
3.8.2 油套管典型的特殊螺纹及特征 91
3.8.3 油套管典型的气密封结构及密封机理 93
3.8.4 油套管特殊螺纹潜在的失效风险 96
3.8.5 油套管特殊螺纹性能要求及检测 98
第4章 高温高压气井热力学与井筒完整性 100
4.1 井筒热力学与高温高压气井管柱失效相关性 100
4.2 高温环境管柱材料力学性能退化 101
4.2.1 常见材料类型 101
4.2.2 温度对碳钢和低合金钢强度的影响 102
4.2.3 温度对耐蚀合金（CRA）强度的影响 104
4.3 超深井管柱有效下深计算 108
4.3.1 阿基米德原理 109
4.3.2 实际深度计算 113
4.3.3 现场应用 115
4.4 不同作业工况下油管柱轴向力及变形 120
4.4.1 油管柱轴向力及变形计算 120
4.4.2 在压裂、测试、井下作业等工况中的应用 126
4.5 高温高压气井管柱屈曲 129
4.5.1 屈曲的危害 129
4.5.2 屈曲计算 131
4.6 井筒传热学及热力学分析计算模型 134
4.6.1 管内稳态流动模型 134
4.6.2 油套环空流动模型 136
4.6.3 井眼径向传热模型 136
4.6.4 油套管材料的热力学性能 139
4.6.5 模型求解 140
4.6.6 高产高温气井调产对井筒安全的影响 141
第5章 与腐蚀和环境敏感开裂相关的井筒完整性 142
5.1 腐蚀与环境敏感开裂对井筒完整性的影响 142
5.2 油气井腐蚀 143
5.2.1 油气井腐蚀介质 143
5.2.2 油气井腐蚀环境 143
5.3 电化学腐蚀 144
5.3.1 腐蚀特点 144
5.3.2 H2S 腐蚀 145
5.3.3 CO2 腐蚀 146
5.3.4 局部腐蚀 148
5.3.5 流动与相变因素引起的腐蚀 150
5.4 环境敏感断裂 151
5.4.1 环境敏感断裂概念 151
5.4.2 环境敏感开裂类型 152
5.4.3 应力腐蚀开裂机理 156
5.5 油气井工作流体的腐蚀和环境敏感开裂 158
5.5.1 油气井工作流体范畴 158
5.5.2 酸液腐蚀 158
5.5.3 注入水腐蚀 159
5.5.4 注气开发腐蚀 159
5.5.5 套管间环空滞留钻井液腐蚀 160
5.6 环空保护液的腐蚀与环境敏感开裂 161
5.6.1 环空保护液的腐蚀与环境敏感开裂的复杂性 161
5.6.2 环空保护液功能与设计的基本要求 161
5.6.3 环空保护液类型及与金属材料的相容性 162
5.6.4 环空保护液导致应力腐蚀开裂的现场案例 165
5.7 套管腐蚀管理 167
5.7.1 套管外环空腐蚀问题的复杂性 167
5.7.2 套管环空腐蚀管理 168
5.7.3 套管腐蚀监测 171
5.8 应力腐蚀开裂实验方法及表征参量 171
5.8.1 应力腐蚀开裂实验标准 171
5.8.2 硫化氢环境应力腐蚀开裂实验方法 172
5.8.3 硫化物应力开裂SSC 实验设定的腐蚀介质 175
5.8.4 硫化物应力开裂SSC 实验不通过的折中处理 177
5.9 硫化氢环境油套管材料的选用 178
5.9.1 硫化物应力开裂和应力腐蚀开裂选材标准体系 178
5.9.2 材料选用总体方案 178
5.9.3 基于现场经验的材料选用 180
5.9.4 硫化氢酸性环境，硫化物应力开裂为主控因素的碳钢材料选用 180
5.10 二氧化碳腐蚀环境油套管材料的选用 185
5.10.1 二氧化碳环境碳钢油套管材料的选用 185
5.10.2 二氧化碳环境不锈钢油套管材料的选用标准 186
5.10.3 高含H2S 和CO2 腐蚀环境镍基合金油套管材料的选用 194
5.10.4 恶劣腐蚀环境钛及钛合金油套管材料 200
5.11 油气井腐蚀环境组分、pH 和溶液浓度换算 203
5.11.1 天然气组分的相关换算 203
5.11.2 地面pH 与原位pH 之间的换算 205
5.11.3 溶液浓度换算 208
第6章 高温高压气井井筒流体屏障与井筒安全 211
6.1 与井筒相变动力学相关的风险源 211
6.2 钻井过程液体屏障单元 212
6.2.1 当量静态密度（ESD） 212
6.2.2 当量循环密度（ECD） 214
6.3 注水泥过程液体屏障单元 214
6.3.1 设计原则 214
6.3.2 环空流体结构选择 215
6.3.3 平衡压力校核 215
6.3.4 注水泥失重与气窜评价方法 215
6.4 超临界硫化氢、二氧化碳对液体屏障单元的影响 222
6.4.1 临界现象描述 222
6.4.2 超临界流体的定义及特殊相行为 222
6.4.3 超临界硫化氢、二氧化碳的主要物理化学性能 223
6.4.4 超临界硫化氢、二氧化碳的溶解特性 230
第7章 水泥环的密封完整性 235
7.1 注水泥及水泥环密封完整性相关标准 235
7.1.1 中国石油天然气行业固井技术标准 235
7.1.2 API/ISO 固井技术标准 235
7.1.3 固井注水泥功能 236
7.1.4 中国与API/ISO 固井水泥返深技术标准的差异 236
7.2 注水泥对井筒完整性的影响 238
7.2.1 注水泥过程环空压力平衡破坏的影响 239
7.2.2 注水泥候凝期间环空压力平衡破坏的影响 240
7.2.3 环空水泥环胶结密封失效 240
7.3 保证注水泥质量的关键技术 241
7.3.1 井眼质量 241
7.3.2 钻井液性能 241
7.3.3 套管附件的使用 242
7.3.4 注水泥工程设计 242
7.3.5 水泥浆体系设计与测试 245
7.3.6 井眼准备 246
7.3.7 注水泥作业 248
7.4 水泥环失效对井筒完整性的影响 250
7.4.1 影响水泥环完整性的主要因素 250
7.4.2 强化与提高水泥环完整性的技术措施 255
7.5 井下作业与水泥环密封完整性 258
7.5.1 井下作业对水泥环的载荷 258
7.5.2 三轴应力状态下水泥石力学性能 260
7.5.3 水泥环失效准则 263
7.5.4 现场应用 264
第8章 井口及采油树、油管柱附件的完整性 268
8.1 井口及采油树 268
8.1.1 井口范畴及功能 268
8.1.2 采油树 269
8.1.3 井口及采油树系统选型 270
8.1.4 井口及采油树温度分级 274
8.1.5 井口及采油树产品规范级别 275
8.2 井下安全阀 277
8.3 封隔器 278
8.3.1 生产封隔器 278
8.3.2 尾管管外封隔器 279
8.4 橡胶材料性能评价实验 280
8.4.1 橡胶材料拉伸性能测试 280
8.4.2 橡胶材
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