SYT 7633-2021 储气库井套管柱安全评价方法-PDF解密

中华人民共和国石油天然气行业标准2021—11-16发布2022-02—16实施I Ⅲ 12规范性引用文件 1 13.1术语和定义 1 1 35在役套管柱数据 35.1井设计与建设期资料 35.2运行与维护期资料 45.3其他资料 46套管柱检测 46.1通用要求 46.2性能检测与获取 46.3密封检测 46.4套管几何尺寸检测与应用 57剩余强度计算与校核 57.1通用要求 57.2几何尺寸 57.3强度计算 67.4载荷计算 77.5强度校核 88螺纹连接密封性分析 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套管腐蚀速率 99.3套管临界壁厚 99.4寿命计算 9ⅡSY/T7633—2021 11评价报告 附录A(资料性)套管椭圆变化下套管抗挤强度计算 11 本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的本文件起草单位：中国石油集团石油管工程技术研究院、中国石油新疆团工程技术研究院有限公司、中石油北京天然气管道有限公司、中国石油勘探与生产分公司、中国石油大庆油田有限责任公司、国家管网集团西气东输分公司、中国石油大港油田分公司、中国石油集团测井有限公司天津分公司、中国石油冀东油田分公司、中国石油大学(华东)。1储气库井套管柱安全评价方法本文件规定了地下储气库井在役套管柱的安全评价方法，包括套管柱的本文件适用于油气藏型地下储气库井在役生产套管柱的安全评价，含水下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适GB/T19830石油天然气工业油气井套管或油管用钢管GB/T20657石油天然气工业套管、油管、钻杆和用作套管或油管的管线管性能公式及计算原有老井existentwellbefore注采井injection&producti储气库井undergroundgassA——挤毁公式中的经验系数；2B——挤毁公式中的经验系数；C——挤毁公式中的经验系数；D——套管公称外径，单位为毫米(mm);D——套管实测平均外径，单位为毫米(mm);Dma——套管实测最大外径，单位为毫米(mm);ec——套管管体壁厚不均度，用百分数表示；F——挤毁公式中的经验系数；f——有轴向应力时套管材料等效屈服强度，单位为兆帕(MPa);f——套管材料最小屈服强度，单位为兆帕(MPa);G——天然气相对密度；G——挤毁公式中的经验系数；Ha——耗损因子；k——套管外水泥返高深度(垂深),单位为米(m);h——油管柱封隔器坐封垂深，单位为米(m);h——应力—应变曲线形状因子；h——套管计算点垂深，单位为米(m);n——实际抗内压安全系数；B——实际抗挤安全系数；R——套管抗内压强度，单位为兆帕(MPa);P——套管抗挤强度，单位为兆帕(MPa);R—套管弹性挤毁强度，单位为兆帕(MPa);Pn——设计弹性挤毁压力，单位为兆帕(MPa);R——套管内压力，单位为兆帕(MPa);R₄—有效内压力，单位为兆帕(MPa);P—有效外压力，单位为兆帕(MPa);P—油套环空压力(A环空压力),单位为兆帕(MPa)Pm——生产套管外环空压力(B环空压力),单位为兆帕(MPa),B——套管塑性挤毁强度，单位为兆帕(MPa);Px——储气库最大运行压力，单位为兆帕(MPa);P——储气库最小运行压力，单位为兆帕(MPa);P₁——套管过渡挤毁强度，单位为兆帕(MPa);3 45.2运行与维护期资料储气库井生产运行及维修维护等过程资料包括：——注采作业生产资料，包括但不限于压力和温度(井口、井底、套管间等)及其波动变化、天然气日注量和日采量及其产物成分、产水量、产油量等；——修井资料，包括但不限于投产、试油、措施、大修等历次作业的地质、工程设计、修井总结及过程中的测井等资料；——历史检测资料，包括但不限于井筒试压、固井质量和套管检测数据和技术分析资料等。与储气库井套管柱评价相关的资料包括：——储气库井已开展过的相关检测评价与研究资料；——相关法规文件与标准规范等。6套管柱检测6.1通用要求评价井下套管柱的技术状态，应最大限度地通过井下测试和室内试验手段获取井下套管性能、几何尺寸、管柱密封性等技术数据。6.2性能检测与获取井下套管的材料性能应按照GB/T19830获取，且宜补充以下检测：——对在役注采井，在建井前期或运行期选取同规格型号、同厂家的套管，参照GB/T228.1和GB/T3075完成试验测试，测试考虑注采交变载荷影响，建议拉伸载荷取值为85%f,压缩载荷取值为60%f,进行套管材料拉拉交变试验或拉压交变试验测试；——对原有老井，从同期预封堵老井中取出一段同规格型号套管，按照GB/T19830完成试验测试；——对含H₂S环境的储气库井，参照GB/T19830进行硫化物应力开裂(SSC)试验，分析不同时期套管柱最低抗SSC要求。井下套管的抗内压强度、抗挤强度和抗拉强度等全尺寸服役性能应按照GB/T20657和本文件7.3计算获得。对储气库井套管柱应进行密封检测，评判出套管柱是否存在漏失点，宜选用温度测井仪、噪声测井仪、宽能域中子伽马能谱及中子测井仪、井筒泄漏检测定位工具、超声波成像测井仪等适当的地球物理测井设备。对作为采气井使用的原有老井套管柱应采用清水介质试压至井口处最大运行压力值的1.1倍，但不可超出套管任一点最小屈服压力值的85%,且30min压降不大于0.5MPa,评判为管柱密封合格。5在使用电磁探伤仪仅能获取任一井深套管平均壁厚ttn进行第7章和第9章的相关计算。和外径(最小外径Dmm、最大外径Dmx),并按照公式(1)～公式(4)计算相应的壁厚不均度ec和不圆度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-0.15204×10-⁵f?+0.778 (15)F=3.237×10⁵[(3B/A)/(2+B/A)]³/{f[(3B/A)/(2+B/A)-BA][1-(3B/A)/(2+B/A) 7按公式(18)进行轴向应力下等效屈服强度计算：Gm={[1-0.75(c₁/f-)²]¹²-0.5o/f}f……(18)对储气库井套管柱强度计算时，若考虑轴向应力影响，应使用等效屈服强度f替代最小屈服强度(,利用公式(6)～公式(17)重新计算套管抗挤强度。油管柱坐封完好，按油套环空充满环空保护液按公式(19)计算：P₁=P+0.00981Pm考虑第一井屏障失效，全井按储气库最大运行压力按公式(20)计算：P₁=P/e¹1410~G(H-γ)………………(20)7.4.1.2管外压力若h₂≤a,按公式(21)计算：若m>a,按公式(22)计算：P₀=Pmm+0.00981pha+0.00981p(hy-h)对蠕变地层，管外压力应按公式(23)计算：P₀=h₁G₀……(23)有效内压力按公式(24)计算：全井按储气库最小运行压力按公式(25)计算：8P₁=Pm/e¹11510~G(H-v)………………(25)有效外压力按公式(26)计算：Poe=P₀-P₁……套管柱最小安全系数取值为：抗内压安全系数S=1.05,抗挤安全系在役套管抗内压安全系数按公式(27)计算：M=P/P……(27)在役套管抗挤安全系数按公式(28)计算：其中，R。为依据Dm/tmm,按照公式(6)～公式(9)计算获得的Bp、B、Pr、P中的一个抗挤在役套管强度应符合公式(29)和公式(30)要求： (29) (30)8.1.1套管柱螺纹连接密封性分析应以6.3检测结果为主，若检测结果出现泄漏现象，应采取相应措8.1.2若检测结果证实管柱密封完好，则应区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标准抗内压强度的95%评价，服役30a的套管柱密封能力按标准抗内压强度的90%评价。规定抗内压强度值的60%; 在役套管剩余寿命按公式(34)计算：10安全检测周期确定10.1通用要求10.1.1对未指定安全检测周期的储气库井，应根据本文件及其相关分析结果，确定其安全检测周期。10.1.2套管柱未经安全评价，不应改变储气库井套管柱的安全检测周期和生产运行条件、制度等。10.2.1新投产注采井套管柱的首次安全检测周期应为5a。10.2.2注采井后续安全检测周期不应超过前次评价结果年限且不宜超过10a。10.2.3监测井后续安全检测周期不应超过前次评价结果年限且不宜超过12a。10.2.4作为采气井使用的原有老井后续安全检测周期不应超过前次评价结果年限且不宜超过8a。11评价报告套管柱安全评价报告，应至少包含以下技术内容：——套管柱安全评价的依据；——评价井的基本情况；——井下测井检测数据与其他检测数据；——套管材料性能