Q∕SY 1486-2012 地下储气库套管柱安全评价方法

1、Q/SY 14862012IQ/SY中国石油天鈣顧飼企业标准Q/SY 14862012地下储气库套管柱安全评价方法Safety evaluation method for casing string of underground gas storage2012-07-03 发布2012-09-01 实施中国石油天然气集团公司发布目 次 TOC o 1-5 h z iu w n范围1规范性引用文件1术语和定义1符号、代号和缩略语 2总论41安全评价的准则与要求 42检测与强度分析 53评价报告与结论5技术检测5152套管柱的技术检测63套管外空间的技术检测64地球物理测井方法 66. 5气体动力

2、学检测方法 86. 6近井口部分的技术检测 107采气树和井口装置安全评价11套管剩余强度计算 121计算要求122几何尺寸123在役套管强度计算134载荷分析147.5安全系数计算158套管柱剩余使用寿命预测151一般原则152套管柱剩余使用寿命159安全期限161il 贝 IJ 162地下储气库分类173安全生产期限1710 安全生产评价结论181(). 1 主题内容182 安全生产建议18附录A (资料性附录)井的安全生产评价工作流程2()Q/SY 14862012 TOC o 1-5 h z 附录B （资料性附录）采气树和井口装置安全生产评价23附录C （资料性附录）采气树与井口装置的

3、技术状况卡片28附录D （资料性附录）采气树与井口装置结构图38附录E （资料性附录）仪器检验示意图41Q/SY 14862012Q/SY 14862012本标准按照GB/T 1. 1-2()()9标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写给出的规则 起草。本标准由中国石油天然气集团公司标准化委员会天然气与管道专业标准化技术委员会提出并 归口。本标准起草单位：中石油北京天然气管道有限公司、中国石油集团石油管工程技术研究院、中国 石油天然气与管道分公司。本标准主要起草人：何学良、王建军、陈俊、林凯、雷宏峰、申昭熙、阳小平、郑贤斌、李磊、 潘志勇、刘文红、徐俊杰。Q/SY 14862012 #Q/

4、SY 14862012 Q/SY 14862012 地下储气库套管柱安全评价方法1范围本标准规定了地下储气库套管柱的检测评价和安全评价方法。本标准适用于地下储气库在用生产套管柱的检测评价和安全评价，依据不同工况需求，为确定在 用套管柱安全生产期限提供了一般做法。2规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文 件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB 150. 1 150. 4 压力容器SY/T 5327SY/T 56()()SY/T 5724SY/T 6449SY/T 6488SY/T 6592放射性核素

5、载体法示踪测井技术规范 石油电缆测井作业技术规范套管柱结构与强度设计固井质量检测仪刻度及评价方法 电、声成像测井资料处理解释规范 固井质量评价方法ISO 1 ()4()()石油天然气工业套管、油管、钻杆和管线管性能公式及计算(Petroleum and natural gas industriesEquations and calculations for the properties of casing, tubing, drill pipe and line pipe used as casing or tubing)ISO 13679 石油天然气工业 套管和油管连接试验程序(Petrol

6、eum and natural gas industries一 Procedures for testing casing and tubing connections)API Spec 5CT 套管和油管规范(Specification for casing and tubing)API Spec 6A 井口装置和采油树设备规范(Specification for wellhead and christmas tree equipment )3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3. 1评价对象 evaluation object地下储气库在用生产套管柱及井口装置。3. 2安全评价 saf

7、ety evaluation对评价对象与其安全生产要求之间的符合情况进行评价，提出安全对策建议。 3.3临界状态 critical state不允许井继续生产，或继续生产不合理、恢复井的工作不可能、恢复井的工作不合理的状态。3. 4腐蚀活性组分 corrosive active component在分压达到0. 3kPa以上时可使井介质产生腐蚀性的硫化氢（H2S），或在分压达到50kPa以上 时，可使井介质产生腐蚀性的二氧化碳（CO2）。4符号、代号和缩略语表1给出了本标准所用的符号、代号和缩略语的含义。表1本标准所用的符号、代号、缩略语含义序号名称符号单位1金属腐蚀深度的倒数Amm_ 12腐

8、蚀线性速度的倒数B年/ mm3腐蚀加速度倒数C年2 / mm4二氧化碳容积浓度Cco2%5套管外径，按计算要求选取Dc和1）。_或1）。_和DcmaxDmm6套管名义外径Dcmm7套管实测平均外径-c avemm8套管实测最大外径maxmm9套管实测最小外径Dcminmm10弹性模量EMPa11套管管体壁厚不均度ec%12典型拉伸试样的实测屈服强度fyMPa13套管最小屈服强度f ymnMPa14耗损因子15计算点深度hm16应力一应变曲线形状因子，一般A = 0hn17套管试压时的过压系数，K0 = l. 10Ko18井的产量系数Kq19流体腐蚀性系数Ks20温度系数Kt21湿度系数K22设

9、计弹性挤毁压力校正因子，= 0. 825炎 edes23设计屈服挤毁压力校正因子I,*ydes24考虑壁厚偏差的系数，=0.875kt25实际抗内压安全系数26实际抗挤安全系数noQ/SY 14862012Q/SY 14862012表1 （续）序号名称符号单位27套管管体椭圆度OV%28套管抗内压强度pboMPa29套管抗外压强度P coMPa30设计弹性挤毁压力P edesMPa31管内压力PiMPa32有效内压力PieMPa33套管间环空压力PiccMPa34流体排放之初时的套管间环空压力A咖MPa35油管内压力AtMPa36油套环空压力P.CMPa37管外压力poMPa38有效外压力Po

10、eMPa39井口最大工作压力P s maxMPa40井口最小工作压力P s minMPa41设计屈服挤毁压力戶 ydesMPa42该井的产量Qgm3 /d43气体固定渗人量Qcgm3 /h44残余应力（内表面压缩为负值，内表面拉伸为正值）rsMPa45额定抗挤安全系数sc46额定抗内压安全系数s,47管柱剩余使用寿命Te年48气体排放总时间Ties49套管金属腐蚀时间Tk年50套管间环空压力恢复时间Trs51采气时的井口气体温度TsC52套管壁厚，按计算要求选取&，或tmm53套管名义壁厚tCmm54套管实测平均壁厚tc avemm55套管实测最大壁厚tc maxmm56套管实测最小壁厚tc

11、minmm57管柱实际剩余壁厚，tcmn = ?cminmm58指定工作压力下的管柱壁临界壁厚mm59金属腐蚀凹坑深度mm60没有水泥固井的套管间环空容积vcm361没有水泥固井的套管间环空排放气体的体积Vgm3Q/SY 14862012 Q/SY 14862012 表1 （续）序号名称符号单位62套管柱腐蚀磨损速度Vkmm/年63没有水泥固井的套管间环空排放液体的体积Vim364地层条件下的气体湿度g/m365井口的气体湿度g/m366气体压缩因子z67套管螺纹处衰减修正值，/?=2mmpmm68泊松比，v=0. 28V69管外地层水密度（1.031.06）Pcg/cm370管外钻井液密度g

12、/cm371在两次地球物理测井之间所经过的时间AT年72 T内的套管壁厚变化量，或在从井投入运行起至当前研究时刻期间内发 生的壁厚变化，mcminLtmm5 总论5.1安全评价的准则与要求5. 1. 1安全评价的一般原则安全评价应包括在用套管状况调查（历史、工况、环境等）、技术检测、损伤形状判断与成因分 析、材料检验（力学性能、组织等）、必要的试验与强度计算，分析套管柱结构完整性和密封完整性， 并根据本标准的规定对套管的安全性进行综合分析和评价。井的安全生产评价工作流程参见附录A。5. 1.2安全评价方法的选择安全评价方法的选择应以避免在规定工况下安全评价期内套管发生各种损伤而导致事故的可能为

13、 原则。安全评价方法包括地球物理测井、气体动力学检测、加压密封检测等检测技术，以及剩余强 度、寿命预测等评价计算方法。5.1.3所需资料和数据5. 1.3. 1设计资料包括：一一钻井设计，包括工程地质情况、井身结构设计、套管柱设计、固井设计等。一一完井设计，包括完井方法、完井管柱结构等。5. 1.3.2施工、运行资料包括：一一建井资料，包括钻井、完井等技术资料。一一修井资料。一一注采作业生产资料，包括压力和温度（井口、井底、套管间等）及其波动变化、天然气日产 量及其产物成分等。一一前期检测资料，包括注采井试压、固井质量、套管变形等已进行过的地球物理测井和技术检 测资料。1.3.3其他资料包括评

14、价所需的生产、技术等资料，如所安装的生产设备的型号尺寸及其运行模 式和时间等。5.2检测与强度分析5. 2. 1 地球物理测井检测2.1.1包括套管状况检测、固井质量检测、套管外气液检测等。1.2对地下储气库在用套管柱可能存在的各种损伤及位置、管串结构、套管外水泥环胶结质量、 套管外气液聚集或窜槽等，依据SY/T 5327. SY/T 56()(). SY/T 6449和SY/T 6488的规定进行 检测。2.1.3地球物理测井设备主要有但不限于：磁脉冲探伤仪、高灵敏度测温仪、放射性测量仪、井 径测量仪、电磁探伤仪、超声测井仪、伽马密度测井仪、声波水泥胶结测井仪、噪声测量仪等。2.1.4安全评

15、价人员和井下检测人员应考虑无法检测的部位存在损伤的可能性，并根据经验和具 体情况确定。5.2.2性能测试与数据的获取套管性能的测试和性能数据的获取应按有关标准规定执行，材料性能按照API Spec 5CT的规 定，一般实物性能按照ISO 13679和ISO 1 ()4()()的规定。但考虑满足实际工况需求，宜进行地下储气 库套管柱适用性评价，以确定套管实际服役性能。5.2.3其他检测在实际评价过程中，应依据需要补充气密封测定、气体动力学检测、无损检测等技术检测，评判 套管柱的密封性和完整性等。5.2.4强度分析与评价套管柱强度分析应考虑各种可能的载荷，根据载荷影响程度的不同，采用成熟、可靠的方

16、法计算 套管柱强度。5.3评价报告与结论5.3.1检测评价完成后，评价单位应依据国家相关法规、规章和本标准的规定，及时出具完整的评 价报告并给出明确的评价结论和继续使用的条件。5.3.2评价报告一般应包括以下内容：评价井的基本情况。一一井下测井检测数据与其他检测数据。一一材料性能数据测试或选用。一一套管柱强度计算与分析评价。一一综合安全评价与结论。5.3.3评价报告应由评价人员签字、评价单位技术负责人审查和法人代表批准并加盖评定单位的有 效印章。6技术检测1目的1.1评价套管柱的技术状态，主要检查套管管壁缺陷(腐蚀和磨损)及不密封区域。6.1.2评价固井质量，即评估水泥环与套管柱及地层之间的胶

17、结质量。1.3确定套管外流体窜流的方向和区段。6.1.4评价近井口部分套管及井口装置的技术状态。6. 1.5确定套管柱剩余强度。6.2套管柱的技术检测2. 1对套管柱技术状态的检测通过地球物理测井来进行。6.2.2过油管检测发现套管柱缺陷、结构不密封、地球物理测井资料解释结果不统一等现象时，或 进行大修时，则在提升油管柱后进行进一步的地球物理测井。6.2.3检测结果中应包括：套管内径、管壁厚度及横截面的变形情况；套管损伤情况，即腐蚀损伤 和机械损伤（磨损、裂缝、断裂、切口等）；射孔层段和（或）筛管（必要时）位置；套管接头连接 程度；不密封区域等信息。6.3套管外空间的技术检测1对套管外空间状态

18、的检查，通过地球物理测井和气体动力学检测方法进行。6.3.2检测结果应包括：套管外的窜流、气体聚集；水泥环与管柱及地层之间的胶结质量；套管间 压力及其可能来源、套管外空间流体量、套管外空间密封性。6.3.3当存在套管间窜流、套管外空间流体流动迹象和二次气体聚集区域时，在整套技术检测方法 中还应包括气探测方法。6.4地球物理测井方法6. 4. 1地球物理测井方法介绍对套管柱技术状态和套管外空间的技术检测，宜使用表2列出的地球物理测井方法。6.4.2其他方法选用根据检验专家的建议，并经委托机构同意，可使用标准的测井方法以外的套管柱及套管外空间技 术状态评估方法，但这些方法应经过相应的认证。表2地下

19、储气库井地球物理测井方法检测对象任务目标地球物理测井方法宜可套管柱过油管确定套管柱各部件（套管鞋、封隔器、筛 管等）的位置；测量并监控在管柱剖面上管柱内径的变化；检查管壁缺陷，评价磨损程度；确定变形位置（不密封性）磁脉冲探伤法；磁性定位法；高灵敏度测温法； 放射性测量法（固定式伽 马测井+中子伽马测井）气压测定法提升油管确定井身结构部件（套管鞋、封隔器、起 动接头等）的位置；测量并监控在管柱剖面上管柱内径的变化； 检查局部缺陷和管壁厚度变化井径测量法；电磁探伤法；磁性定位法；伽马厚度测量法探伤法声波探伤法；声波成像测井表2 （续）检测对象任务目标地球物理测井方法宜可套管外空间检查水泥环胶结质量

20、声波水泥测井法宽频声波测井检查套管外气体聚集的层段、地层间窜流 情况高灵敏度测温法；噪声测量法；放射性测量法（伽马测井 +中子伽马测井、感应测 井、固定式伽马测井）中子脉冲测井；伽马光谱测定法；噪声测量法光谱测定法；放射性同位素检查；水流动定位管柱密封性检查管接头密封性受损情况测温法+气压测定法+ 伽马测井放射性同位素检查；电阻测量法（注人示踪物质）；测温法（注人温度对比液体）6. 4. 3 地球物理测井结果评价6. 4. 3. 1固井质量评价根据前期声波水泥胶结测井曲线以及套管一水泥环一地层接触界面声波图的解释资料，依据 SY/T 6592进行固井质量评价，也可重新进行水泥环胶结状况检测评价

21、。6. 4. 3. 2井内温度、压力评价根据测井数据判断油管内流体性质，确定井筒内压力分布和流体密度分布。依据井温测井曲线，分析温度沿井筒深度的变化规律，记录井口和井底温度。若温度自井口至井 底有梯度的变化，或有规则的波动，则说明油管内空间流体变化正常；若出现井温异常，结合噪声测 井资料分析套管外空间是否有流体流动而造成的温度变化，如无流体流动，则说明可能是油管接头不 密封导致。6. 4. 3. 3 环空窜漏评价根据中子伽马等测井资料，评判油管外空间（油套环空）流体性质，区别出液体和气体，若出现 伽马活跃异常值，则表明该段区域有流体聚集。6. 4. 3. 4油管柱和套管柱状况评价根据磁性定位仪

22、检测数据，可区分油管柱和接头位置以及射孔段和油管鞋位置。根据磁脉冲探伤 等测井资料，分析油管和套管的壁厚以及裂缝、腐蚀、机械磨损等缺陷。6. 4. 3. 5 检测评价确定内容检测评价应确定以下内容，并给出具体结论：a）井下设备所处位置（管接头、套管鞋、封隔器、安全阀等）。b）确定井的技术状况，内容为：揭示油管和套管的损坏段； 油管和套管的壁厚；一一揭示套管外窜流井段；一一揭示套管外气体聚集段。c）分析井内温度、压力状况，内容为：井底压力;井筒内温度和压力分布特征；一一充满井筒内流体的密度分布。6.5气体动力学检测方法6.5. 1套管间压力检测6.5. 1.1在套管头安装三通控制阀门和自动记忆压

23、力传感器或标准压力表，记录套管间环空压力 picc、油套环空压力Pirc 油管内压力pit。5.1.2从记录初始压力参数（即在没有人为改变时的各时间段所有井口压力）开始，测量至少需 要2d。记录油套环空压力Au和油管内压力九的大小；当套管间环空压力A。变化时，应观察压力状 态及其动态变化，直到达到稳定，记录格式如表3所示。表3套管间压力变化记录时间d或hAtMPaPicMPaPiccMPa1236.5.2 套管间环空与油套环空关联改变油套环空压力九。，并记录套管间环空压力p耽。若在油套环空压力外。变化时套管间环空压 力丸。出现同步变化（或有略微延迟），则证明油套环空和套管间环空具有联系。6.

24、5. 3套管间环空容积和渗入量采用气液压力计量设备，测定流体排放之初时的套管间环空压力A。，并连续记录套管间环空压 力变化，将流体排放至完全停止流出或达到固定流量为止，记录此时的气体排放总时间Tie,套管间 环空气体固定渗人量&以及环空排放出的气体体积和液体的体积。按照公式（1）计算没有水泥固井的套管间环空容积v。：6. 5.4套管间压力原因评估6. 5. 4. 1压力恢复曲线在确定固定流量和没有水泥固井的套管间环空容积以后，应借助自动记录压力表，开始记录套管 间压力恢复曲线。压力恢复曲线可分为以下四种类型：a）如图la）所示，若套管头不密封，相邻的套管间环空和油套环空的压力值相近，在压力恢复

25、时间Tr （约几个小时）内急剧增大至初始压力P咖。b）如图1b）所示，若生产套管螺纹连接处不密封（当气体沿着螺纹连接处一水泥石和套管 柱之间的环形空间没有被水泥固井的套管间环空运移时）压力恢复曲线的形状与第一 种情况下的曲线类似如图la）所示。不过，压力恢复更加平稳且压力恢复时间乃较长， 约为几天。c）如图1c）所示，若水泥石的致密性受损，来自地层内沿水泥环缝隙流动的气体可能会携带 液体，从而加剧了通道的非均质性，并破坏其通过能力。最终，压力恢复曲线以随时间任意 变化的规律来增长。d）如图1d）所示，若中间管柱不密封，压力恢复曲线的特点是套管间环空压力在基准上 产生无规则波动，直到气体开始排放

26、为止。图1压力恢复曲线类型6. 5. 4. 2流体物理化学特征从套管间区域排放流体的开始、中期及结束时分别进行取样，并对所取样本进行如下物理化学检 测和评判：a）气体样本进行色谱分析，分析确定其组成成分，并与井内气体成分进行对比，可以确定套管 间区域气体的来源，是来自储气库还是来自别的储层。b）水样本进行化学物理分析，获取诊断产生套管间压力原因的指标：矿化度、宏观及微观组 成、氢离子指数、pH值的大小、是否存在能溶于水的有机物等。6.6近井口部分的技术检测6. 6. 1 检测要素检测要素包括：近井口部分（见图2）在井运行过程中相对于外部介质的密封性。一一管部件的物理力学特性（硬度）和管壁剩余厚

27、度。一一连接处的构造型式。一一焊缝质量和其中存在不允许的缺陷的情况。一一金属腐蚀存在情况及其程度。一一防腐涂层的质量。6.6.2 检测方法6.6. 2.1目测和测量检验方法如下：a）应对近井口部分表面和所有接头进行目测和测量检验。b）内容为：一一检查节点、部件和接头与规范性文件的要求相符合的情况。一一检查井近井口部分及其组件的外形尺寸和连接尺寸与规范性文件相符合的情况。 一一检查金属在运行过程中产生的表面缺陷（各种形状和方向的裂缝、表面腐蚀、防腐涂 层破坏、组件变形等）。检查各类接头密封性的损坏情况。一一检查近井口部分表面的防腐涂层与规范性文件相符合的情况。O 检查前应先观察井附近区域，以确定

28、井口附近是否存在气显示现象，并对该区域表面进行拍 照，记录气泡生成情况和套管柱可见部分的缺陷。d）检查前，应将焊缝两侧至少2（）mm以内的基体金属表面清理至显露出基体金属。e）焊接点不得有裂缝、漏焊、咬边、未熔焊口等表面缺陷，焊缝质量应符合API Spec 6A的 规定。f）在近井口部分的连接节点和部件里，不允许工作介质透过侧壁、螺纹连接和焊缝泄漏。气体 渗漏点可根据声音、气味、邻近表面上的斑痕或其他迹象来确定，必要时可借助漏气测量仪 来测量漏气情况和漏气量。g）检查部件缺陷时应注意：一一检查部件上是否存在密封性破坏、裂缝、腐蚀、延伸到表面的气孔、压痕、变形等 缺陷。一一使用标记笔或粉笔，标明

29、发现的缺陷位置。一一借助现有测量工具，对缺陷的几何尺寸进行测量。一一对于其尺寸超过极限许可值的缺陷，应对其进行拍照记录。在曝光区域内的缺陷旁边 应水平和垂直地放置测量直尺。在被拍照的部件上，应用粉笔标上井号和部件号。这 些照片将被作为检查记录的附件。6.6. 2.2使用仪器检验仪器检验适用于近井口部分的所有焊缝和管件，采用无损检测方法检验包括硬度测量、壁厚超声1 一表层套管；2技术套管；3套管头图2安装单级套管头井的近井口部分标准图测量、焊缝超声检测。每个点的厚度测量和硬度测量应至少进行三次，取平均值。根据测量结果，编 写相关记录，记录应至少包括壁厚的平均值和最小值、硬度平均值、焊缝情况等。6

30、. 6. 2. 3强度分析如果近井口部分影响强度性能的参数未发生变化（不存在任何不容许缺陷），就无需进行强度 分析。在其他情况下，可由检验人根据厚度测量结果和探伤检查结果等，决定是否有必要进行计算，指 定计算量，按照GB 15（）. 115（）. 4和API Spec 6A的规定进行强度计算。6. 6. 2. 4 工作结果的处理步骤为：a）如果在技术检测过程中确定没有发现下述缺陷，则该井的状态可视为完好： 一一在运行条件下不可复原的螺纹接头及焊缝密封性受损现象。一一因金属腐蚀而导致近井口部分管件壁厚的缩小程度超过许可值，由此造成承压部件的承 载能力不符合地下储气库具体井的运行条件。一一运行过程

31、中物理力学性能出现劣化，而不能保证承压部件在地下储气库具体井的运行条 件下所需（计算）的承压能力。一一焊缝上存在具有各种形状和方向的裂缝、漏焊和未熔焊。一一规范性文件中不容许的制造缺陷。b）全部检查结果以表4表6所示检查记录的形式记载下来。6.7采气树和井口装置安全评价测定采气树和井口装置技术状态，判断采气树和井口装置安全使用期限的延长可能性。具体检测方法参见附录B附录E。表4近井口部分厚度测量结果部件横截面测点厚度 mm最小值mm平均值mm1234技术套管外壁I-1表5近井口部分硬度测量结果部件横截面标准规定的硬度 HB硬度测量值HB结论技术套管I-1注：若硬度测量值低于标准值，应按6.6.

32、 2.3的要求进行强度分析。表6近井口部分目视检测结果检测工具发现的缺陷检验图结论备注（直尺、卡尺、 放大镜等）（有无肉眼可见缺陷 及与标准符合性）（见图2）适用维修切除7套管剩余强度计算7.1计算要求7.1.1依据地球物理测井结果，对已损伤套管柱应进行套管剩余强度计算。7.1.2若套管柱没有损伤或缺陷在标准范围内，而且井的运行模式在延长期限内不改变，则将由检 验人决定是否有必要进行强度计算。7.1.3套管剩余强度计算主要应进行抗内压、抗外挤强度的计算，并给出剩余安全系数。7. 2 几何尺寸按照上述地球物理检测结果，获得各井段在役套管的几何尺寸参数，包括井口、井底及其他最危 险处的套管实测最小

33、壁厚_、套管含义外径D。（实测最大外径Dcmax,实测最小外径Dcmin）,见表 7,然后按照公式（2）公式（5）计算相应的套管管体壁厚不均度a和椭圆度on。 Ctc max m|n ) /Zc ave * 1 00 /O(2)(3)c ave+ 匕 min) /2(4)ov = (Dcmax - Dcmin)/Dcave X 100% TOC o 1-5 h z Dcave = (Dcmax + Dcmin)/2 (5)表7套管几何尺寸检测结果序号测量井段m套管长度 m套管壁厚 mm套管外径 mm说明12 TOC o 1-5 h z 7.3在役套管强度计算7.3.1抗内压强度按公式(6)计算

34、：A。= 0. 875 2/芯(6)其中：fmn mill (.tc，t c mjn ) (7)7.3.2抗外压强度按公式(8)计算：P co Pedes + Pydes )P edes P ydesedes P ydes tdes Z /2(l tdes ) (8)其中：edes = edes2E/：(l - p2 ) (D/0 (D/i - 1 )2 (9)/ydes = ydeS2/ymn(i/D)l + t/(2D) (10)(11)Htdes = 0. 127ov + 0. 0039ec - 0. 440(rs/fy) + An，且 Htdes0对于API Spec 5CT规定的H4

35、0Q125所有钢级，无论冷旋矫直还是热旋矫直，其设计弹性挤 毁压力校正因子edeS = 0. 825；而设计屈服挤毁压力校正因子6+的取值应按照表8的规定进行选择； 对于耗损因子HtdS的取值可按照表8规定进行选择。参量An是由挤毁试验数据得到的经验系数。大 部分淬火和回火产品应力一应变曲线(SSCs)硬化很不明显，因此不必进行修正(An = 0)。然而， 挤毁试验数据还显示少部分淬火和回火产品应力一应变曲线有较好的硬化，降低了挤毁压力，这时 hn=0. 017。表8/和A：ydes数值钢级a冷旋矫直热旋矫直Htdes bLbydesTTb丄 1 tdesk , b -ydesH-400. 2

36、20. 910不适用J _ 550. 220. 890不适用K- 550. 220. 890不适用M- 650. 220. 880不适用L- 800. 220. 8550. 200. 865表8 （续）钢级a冷旋矫直热旋矫直TTbtdesL,bK ydesTTbtdes是 ydesL- 80 9Cr0. 220. 8300. 200. 840L-80 13Cr0. 220. 8300. 200. 840N_ 80 1 类0. 220. 870不适用N- 80 Q&T0. 220. 8700. 200. 870C-90不适用d0. 200. 850C-950. 220. 8400. 200. 8

37、55T- 95不适用d0. 200. 855P- 1100. 220. 8550. 200. 855Q- 125不适用d0. 200. 850a应使用名义钢级数据，不得用实际屈服应力进行内插。b和久是量纲为1数据，适用于任何单位系统。c热旋矫直一般不适用于这个钢级。d API Spec 5CT不允许冷矫直。7.4载荷分析7.4.1有效内压力包括：a）管内压力，按全井井口最大工作压力计算，见公式（12）: TOC o 1-5 h z Pi = PS max （12）b）管外压力，分为：未进行水泥固井的区域按公式（13）计算：夕0 = 0. 0098 （13）有水泥固井的区域按公式（14）计算：p

38、o=Q. 00981 （14）c）有效内压力按公式（15）计算：Pie P P。 （15）7. 4.2有效外压力包括：a）管内压力，按全井井口最小工作压力计算，见公式（16）：p i - Ps min （16）b）管外压力，分为：未进行水泥固井的区域按公式（17）计算：Q/SY 14862012(23) Q/SY 14862012(23) #夕o = 0. 00981/z一有水泥固井的区域按公式（18）计算：p0 = 0. 00981/?c）有效外压力按公式（19）计算：P oe P o P i(17)(18)(19)7.5安全系数计算5. 1额定安全系数依据SY/T 5724的规定，额定抗内

39、压安全系数5,为1.051.15,额定抗挤安 全系数S。为1. 00 1. 25。5.2实际抗内压安全系数按公式（20）计算：= pbo/pie （20）5.3实际抗挤安全系数按公式（21）计算：o = pco/ Poe （21）8套管柱剩余使用寿命预测8. 1 一般原则出现下列情况之一，应计算地下储气库套管的剩余使用寿命：a）套管部件材料的某一机械性能值超出设计阶段计算中所使用值的范围。b）井下设备、管柱和井的支承结构之间相互作用的设计条件发生变化时。c）所发现的缺陷尺寸大于现有规范性文件和/或设计资料、工艺资料和生产资料中所指定的许 可值。d）整体或局部腐蚀或者冲蚀导致的管壁变薄量超过设计

40、计算时的采用的数值。e）在正常运行条件下，地下储气库井的设备、结构部件和管所承受的负荷值或支承结构的硬度 性能值与设计值之间的偏差超过5%。f）在地下储气库某一井段或某个装置区域，金属累计损伤值达到或超过设计资料中所规定的最 大容许值。8.2套管柱剩余使用寿命S,KopKD !2/? ft J ymn8.2.1剩余使用寿命计算见公式（22）:(22)2.2临界壁厚计算见公式（23）：8.2.3腐蚀磨损速度计算公式如下。8. 2. 3. 1 一般计算见公式（24）:Q/SY 14862012 Q/SY 14862012 Vk =LtAT(24)(25)(26)(27)(28)(29)(30)(31)(32)其中:z = zc2. 3. 2当管壁的腐蚀损伤具有非线性特征时，电化学腐蚀速度采用下式:V =Zjjk ATI + BTk + C般，y, = k 2. 5Tk8. 2. 3. 3生产套管腐蚀磨损速度可采用下式：Vk = KqKsKTKwTs其中：Kq = y QgKs = 0.0008 (CCo2)1/3Kw = (Wc-Ws)1/22. 3. 4当计算腐蚀速度所需的数据不够时，可以利用表9。表9腐蚀性介质分类腐蚀性含碳钢腐蚀速度mm/年耐久度级强度下降%非腐烛性0. 01130微腐蚀性0. 01 0. 05455中等腐蚀性0