SYT 7633-2021 儲氣庫井套管柱安全評價(jià)方法-PDF解密

中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)2021—11-16發(fā)布2022-02—16實(shí)施I Ⅲ 12規(guī)范性引用文件 1 13.1術(shù)語和定義 1 1 35在役套管柱數(shù)據(jù) 35.1井設(shè)計(jì)與建設(shè)期資料 35.2運(yùn)行與維護(hù)期資料 45.3其他資料 46套管柱檢測 46.1通用要求 46.2性能檢測與獲取 46.3密封檢測 46.4套管幾何尺寸檢測與應(yīng)用 57剩余強(qiáng)度計(jì)算與校核 57.1通用要求 57.2幾何尺寸 57.3強(qiáng)度計(jì)算 67.4載荷計(jì)算 77.5強(qiáng)度校核 88螺紋連接密封性分析 88.1通用要求 88.2注采井 98.3原有老井 9 99.1通用要求 99.2套管腐蝕速率 99.3套管臨界壁厚 99.4壽命計(jì)算 9ⅡSY/T7633—2021 11評價(jià)報(bào)告 附錄A(資料性)套管橢圓變化下套管抗擠強(qiáng)度計(jì)算 11 本文件按照GB/T1.1—2020《標(biāo)準(zhǔn)化工作導(dǎo)則第1部分：標(biāo)準(zhǔn)化文件的結(jié)構(gòu)和起草規(guī)則》的本文件起草單位：中國石油集團(tuán)石油管工程技術(shù)研究院、中國石油新疆團(tuán)工程技術(shù)研究院有限公司、中石油北京天然氣管道有限公司、中國石油勘探與生產(chǎn)分公司、中國石油大慶油田有限責(zé)任公司、國家管網(wǎng)集團(tuán)西氣東輸分公司、中國石油大港油田分公司、中國石油集團(tuán)測井有限公司天津分公司、中國石油冀東油田分公司、中國石油大學(xué)(華東)。1儲氣庫井套管柱安全評價(jià)方法本文件規(guī)定了地下儲氣庫井在役套管柱的安全評價(jià)方法，包括套管柱的本文件適用于油氣藏型地下儲氣庫井在役生產(chǎn)套管柱的安全評價(jià)，含水下列文件中的內(nèi)容通過文中的規(guī)范性引用而構(gòu)成本文件必不件，僅該日期對應(yīng)的版本適用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改單)適GB/T19830石油天然氣工業(yè)油氣井套管或油管用鋼管GB/T20657石油天然氣工業(yè)套管、油管、鉆桿和用作套管或油管的管線管性能公式及計(jì)算原有老井existentwellbefore注采井injection&producti儲氣庫井undergroundgassA——擠毀公式中的經(jīng)驗(yàn)系數(shù)；2B——擠毀公式中的經(jīng)驗(yàn)系數(shù)；C——擠毀公式中的經(jīng)驗(yàn)系數(shù)；D——套管公稱外徑，單位為毫米(mm);D——套管實(shí)測平均外徑，單位為毫米(mm);Dma——套管實(shí)測最大外徑，單位為毫米(mm);ec——套管管體壁厚不均度，用百分?jǐn)?shù)表示；F——擠毀公式中的經(jīng)驗(yàn)系數(shù)；f——有軸向應(yīng)力時(shí)套管材料等效屈服強(qiáng)度，單位為兆帕(MPa);f——套管材料最小屈服強(qiáng)度，單位為兆帕(MPa);G——天然氣相對密度；G——擠毀公式中的經(jīng)驗(yàn)系數(shù)；Ha——耗損因子；k——套管外水泥返高深度(垂深),單位為米(m);h——油管柱封隔器坐封垂深，單位為米(m);h——應(yīng)力—應(yīng)變曲線形狀因子；h——套管計(jì)算點(diǎn)垂深，單位為米(m);n——實(shí)際抗內(nèi)壓安全系數(shù)；B——實(shí)際抗擠安全系數(shù)；R——套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度，單位為兆帕(MPa);P——套管抗擠強(qiáng)度，單位為兆帕(MPa);R—套管彈性擠毀強(qiáng)度，單位為兆帕(MPa);Pn——設(shè)計(jì)彈性擠毀壓力，單位為兆帕(MPa);R——套管內(nèi)壓力，單位為兆帕(MPa);R?—有效內(nèi)壓力，單位為兆帕(MPa);P—有效外壓力，單位為兆帕(MPa);P—油套環(huán)空壓力(A環(huán)空壓力),單位為兆帕(MPa)Pm——生產(chǎn)套管外環(huán)空壓力(B環(huán)空壓力),單位為兆帕(MPa),B——套管塑性擠毀強(qiáng)度，單位為兆帕(MPa);Px——儲氣庫最大運(yùn)行壓力，單位為兆帕(MPa);P——儲氣庫最小運(yùn)行壓力，單位為兆帕(MPa);P?——套管過渡擠毀強(qiáng)度，單位為兆帕(MPa);3 45.2運(yùn)行與維護(hù)期資料儲氣庫井生產(chǎn)運(yùn)行及維修維護(hù)等過程資料包括：——注采作業(yè)生產(chǎn)資料，包括但不限于壓力和溫度(井口、井底、套管間等)及其波動變化、天然氣日注量和日采量及其產(chǎn)物成分、產(chǎn)水量、產(chǎn)油量等；——修井資料，包括但不限于投產(chǎn)、試油、措施、大修等歷次作業(yè)的地質(zhì)、工程設(shè)計(jì)、修井總結(jié)及過程中的測井等資料；——?dú)v史檢測資料，包括但不限于井筒試壓、固井質(zhì)量和套管檢測數(shù)據(jù)和技術(shù)分析資料等。與儲氣庫井套管柱評價(jià)相關(guān)的資料包括：——儲氣庫井已開展過的相關(guān)檢測評價(jià)與研究資料；——相關(guān)法規(guī)文件與標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范等。6套管柱檢測6.1通用要求評價(jià)井下套管柱的技術(shù)狀態(tài)，應(yīng)最大限度地通過井下測試和室內(nèi)試驗(yàn)手段獲取井下套管性能、幾何尺寸、管柱密封性等技術(shù)數(shù)據(jù)。6.2性能檢測與獲取井下套管的材料性能應(yīng)按照GB/T19830獲取，且宜補(bǔ)充以下檢測：——對在役注采井，在建井前期或運(yùn)行期選取同規(guī)格型號、同廠家的套管，參照GB/T228.1和GB/T3075完成試驗(yàn)測試，測試考慮注采交變載荷影響，建議拉伸載荷取值為85%f,壓縮載荷取值為60%f,進(jìn)行套管材料拉拉交變試驗(yàn)或拉壓交變試驗(yàn)測試；——對原有老井，從同期預(yù)封堵老井中取出一段同規(guī)格型號套管，按照GB/T19830完成試驗(yàn)測試；——對含H?S環(huán)境的儲氣庫井，參照GB/T19830進(jìn)行硫化物應(yīng)力開裂(SSC)試驗(yàn)，分析不同時(shí)期套管柱最低抗SSC要求。井下套管的抗內(nèi)壓強(qiáng)度、抗擠強(qiáng)度和抗拉強(qiáng)度等全尺寸服役性能應(yīng)按照GB/T20657和本文件7.3計(jì)算獲得。對儲氣庫井套管柱應(yīng)進(jìn)行密封檢測，評判出套管柱是否存在漏失點(diǎn)，宜選用溫度測井儀、噪聲測井儀、寬能域中子伽馬能譜及中子測井儀、井筒泄漏檢測定位工具、超聲波成像測井儀等適當(dāng)?shù)牡厍蛭锢頊y井設(shè)備。對作為采氣井使用的原有老井套管柱應(yīng)采用清水介質(zhì)試壓至井口處最大運(yùn)行壓力值的1.1倍，但不可超出套管任一點(diǎn)最小屈服壓力值的85%,且30min壓降不大于0.5MPa,評判為管柱密封合格。5在使用電磁探傷儀僅能獲取任一井深套管平均壁厚ttn進(jìn)行第7章和第9章的相關(guān)計(jì)算。和外徑(最小外徑Dmm、最大外徑Dmx),并按照公式(1)～公式(4)計(jì)算相應(yīng)的壁厚不均度ec和不圓度ov。ec=100(tm-tm)/tme (2)tan=(tmx+tmin)/2 (3)Dm=(D+D)/2 (4)6 B=[F/(Damt)-G] R=46.95×10[(Dtm)/(D/-1)=]×0.00689476………………(9) (10)[(D/t)yp]μ=[f(A-F)]1[C+t(B-G)] (11)[(Dma/tmm)yp]n=(2+B/A)/[ A=2.8762+0.15489×10-3f+0.448 (14)C=-3.2125+0.030867G-0.15204×10-?f?+0.778 (15)F=3.237×10?[(3B/A)/(2+B/A)]3/{f[(3B/A)/(2+B/A)-BA][1-(3B/A)/(2+B/A) 7按公式(18)進(jìn)行軸向應(yīng)力下等效屈服強(qiáng)度計(jì)算：Gm={[1-0.75(c?/f-)2]12-0.5o/f}f……(18)對儲氣庫井套管柱強(qiáng)度計(jì)算時(shí)，若考慮軸向應(yīng)力影響，應(yīng)使用等效屈服強(qiáng)度f替代最小屈服強(qiáng)度(,利用公式(6)～公式(17)重新計(jì)算套管抗擠強(qiáng)度。油管柱坐封完好，按油套環(huán)空充滿環(huán)空保護(hù)液按公式(19)計(jì)算：P?=P+0.00981Pm考慮第一井屏障失效，全井按儲氣庫最大運(yùn)行壓力按公式(20)計(jì)算：P?=P/e11410~G(H-γ)………………(20)7.4.1.2管外壓力若h?≤a,按公式(21)計(jì)算：若m>a,按公式(22)計(jì)算：P?=Pmm+0.00981pha+0.00981p(hy-h)對蠕變地層，管外壓力應(yīng)按公式(23)計(jì)算：P?=h?G?……(23)有效內(nèi)壓力按公式(24)計(jì)算：全井按儲氣庫最小運(yùn)行壓力按公式(25)計(jì)算：8P?=Pm/e111510~G(H-v)………………(25)有效外壓力按公式(26)計(jì)算：Poe=P?-P?……套管柱最小安全系數(shù)取值為：抗內(nèi)壓安全系數(shù)S=1.05,抗擠安全系在役套管抗內(nèi)壓安全系數(shù)按公式(27)計(jì)算：M=P/P……(27)在役套管抗擠安全系數(shù)按公式(28)計(jì)算：其中，R。為依據(jù)Dm/tmm,按照公式(6)～公式(9)計(jì)算獲得的Bp、B、Pr、P中的一個(gè)抗擠在役套管強(qiáng)度應(yīng)符合公式(29)和公式(30)要求： (29) (30)8.1.1套管柱螺紋連接密封性分析應(yīng)以6.3檢測結(jié)果為主，若檢測結(jié)果出現(xiàn)泄漏現(xiàn)象，應(yīng)采取相應(yīng)措8.1.2若檢測結(jié)果證實(shí)管柱密封完好，則應(yīng)區(qū)分注采井和原有老井，按8.2和8.3分析在役套管柱密9的套管柱密封能力按標(biāo)準(zhǔn)抗內(nèi)壓強(qiáng)度的95%評價(jià)，服役30a的套管柱密封能力按標(biāo)準(zhǔn)抗內(nèi)壓強(qiáng)度的90%評價(jià)。規(guī)定抗內(nèi)壓強(qiáng)度值的60%; 在役套管剩余壽命按公式(34)計(jì)算：10安全檢測周期確定10.1通用要求10.1.1對未指定安全檢測周期的儲氣庫井，應(yīng)根據(jù)本文件及其相關(guān)分析結(jié)果，確定其安全檢測周期。10.1.2套管柱未經(jīng)安全評價(jià)，不應(yīng)改變儲氣庫井套管柱的安全檢測周期和生產(chǎn)運(yùn)行條件、制度等。10.2.1新投產(chǎn)注采井套管柱的首次安全檢測周期應(yīng)為5a。10.2.2注采井后續(xù)安全檢測周期不應(yīng)超過前次評價(jià)結(jié)果年限且不宜超過10a。10.2.3監(jiān)測井后續(xù)安全檢測周期不應(yīng)超過前次評價(jià)結(jié)果年限且不宜超過12a。10.2.4作為采氣井使用的原有老井后續(xù)安全檢測周期不應(yīng)超過前次評價(jià)結(jié)果年限且不宜超過8a。11評價(jià)報(bào)告套管柱安全評價(jià)報(bào)告，應(yīng)至少包含以下技術(shù)內(nèi)容：——套管柱安全評價(jià)的依據(jù)；——評價(jià)井的基本情況；——井下測井檢測數(shù)據(jù)與其他檢測數(shù)據(jù)；——套管材料性能