【SY石油天然气标准】 储气库井套管柱安全评价方法

ICS75.180.10
CCSE92
中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T76332021
诸气库并套管柱安全评价方法
Safety assessment of casing string in underground gas storage well行业标准信息服务平台
2021—11—16发布
国家能源局
2022—02—16实施免费标准bzxz.net
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1范围
2规范性引用文件
3术语、定义和符号
3.1术语和定义
3.2符号
4安全评价要求
在役套管柱数据
5.1并设计与建设期资料
运行与维护期资料
其他资料
套管柱检测
通用要求
性能检测与获取
密封检测
套管几何尺寸检测与应用
剩余强度计算与校
通用要求
几何尺寸
强度计算
载荷计算
强度校核
螺纹连接密封性分析
通用要求
注采井
原有老井
剩余寿命预测
9.1通用要求
套管腐蚀速率
套管临界壁厚
寿命计算
SY/T76332021
SY/T76332021
10安全检测周期确定
10.1通用要求
10.2周期界定
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参考文献·
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SY/T76332021
本文件按照GB/T1.12020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。
请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由石油工业标准化技术委员会石油管材专业标准化技术委员会提出并归口。本文件起草单位：中国石油集团石油管工程技术研究院、中国石油新疆油田分公司、中国石油集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）。本文件主要起草人：王建军、李方坡、李国韬、薛承文、闫怡飞、杨尚谕、魏风奇、李丽锋、路彩虹、袁洪波、祝绍功、陈俊、孙建华、刘贺、贺海军、姜增所、任相羿、方伟、张国红。行业标准信息服务平台
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1范围
储气库井套管柱安全评价方法
SY/T76332021
本文件规定了地下储气库井在役套管柱的安全评价方法，包括套管柱的检测、剩余强度计算、螺纹连接密封性分析、剩余寿命预测、安全检测周期及评价报告要求。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：含水层型，盐穴型储气库井及常规气并在役生产套管柱的安全评价参考本文件执行。2规范性引用文件
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可少的条款。其中，注日期的引用文件，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）适用于本文件。
GB/T19830
GB/T20657
SY/T7370
石油天然气工业
油气井套管或油管用钢管
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地下储气库注采管柱选用与设计推荐做法3术语、定义和符号
3.1术语和定义
下列术语和定义适用干本文件。3.1.1
原有老井existentwellcioreundergroundgas storage在建设储气库之前，该区块已经在的生产井、资料井、探井、报废井等。3.1.2
注采井injection&productionwell具有注气和采气功能的井。
月safetyinspection cycle
安全检测周期
储气库井undergroundgasstoragewell在储气库中进行生产作业的井，包括注采井（3.1.2）、监测井和采气井等。3.2符号
下列符号适用于本文件。
A挤毁公式中的经验系数；
SY/T7633—2021
挤毁公式中的经验系数：
挤毁公式中的经验系数；
套管公称外径，单位为毫米（mm）；套管实测平均外径，单位为毫米（mm）；套管实测最大外径，单位为毫米（mm）；套管实测最小外径，单位为毫米（mm）；套管弹性模量，单位为兆帕（MPa）；套管管体壁厚不均度，用百分数表示；挤毁公式中的经验系数；
有轴向应力时套管材料等效屈服强度，单位为兆帕（MPa）；套管材料最小屈服强度，单位为兆帕（MPa）；天然气相对密度：
挤毁公式中的经验系数；
上覆岩层压力梯度，单位为兆帕每米（MPa/m）；套管下入垂深，单位为米（m）；耗损因子，
套管外水泥返高深度（垂深），单位为米（m）：油管柱封隔器坐封垂深，单位为米（m）应力一应变曲线形状因子，；
套管计算点垂深，单位为米（m），套管试压时的过压系数，一般取1.10设计弹性挤毁压力校正因子，一般取0.825，套管壁厚偏差系数，一般取0.875设计屈服挤毁压力校正因子
实际抗内压安全系数，
实际抗挤安全系数；
套管管体不圆度，用百分数表示，套管抗内压强度，掌位为兆帕（MPa）套管抗挤强度，单位为光（MPa）；套管弹性挤毁强度，单位为兆帕MPa）；信息服务平台
设计弹性挤毁压力，单位为兆帖（MP）套管内压力，单位为兆帕（MPa），有效内压力，单位为兆帕（MPa）；套管外压力，单位为兆帕（MPa），有效外压力，单位为兆帕（MPa）：油套环空压力（A环空压力），单位为兆帕（MPa）生产套管外环空压力（B环空压力），单位为兆帕（MPa）套管塑性挤毁强度，单位为兆帕（MPa）：储气库最大运行压力，单位为兆帕（MPa）；储气库最小运行压力，单位为兆帕（MPa）：套管过渡挤毁强度，单位为兆帕（MPa）：设计屈服挤毁压力，单位为兆帕（MPa）Pyp
套管屈服挤毁强度，单位为兆帕（MPa）；SY/T76332021
残余应力（内表面压缩为负值，内表面拉伸为正值），单位为兆帕（MPa），一额定抗挤安全系数，
额定抗内压安全系数；
套管剩余寿命，单位为年（a）；两次井下套管检测的时间跨度，单位为年（a）；套管公称壁厚，单位为毫米（mm）；上一次套管检测壁厚，单位为毫米（mm），套管实测平均壁厚，单位为毫米（mm）：套管实测最大壁厚，单位为毫米（mm）；套管实测最小壁厚，单位为毫米（mm），工作条件下的套管临界壁厚，单位为毫米（mm）：两次井下检测所获套管壁厚变化，单位为毫米（mm）：套管腐蚀速率，单位为毫米每年（mm/a）；套管螺纹处衰减修正值，单位为毫米（mm），取值范围建议1.5mm～2mm；泊松比，一般取0.28；
套管外钻井液密度，单位为克每立方厘米（g/cm）环空保护液密度，单位为克每立方厘米（g/cm），套管外地层水密度，单位为克每立方厘米（g/cm）；套管轴向应力，单位为兆帕（MPa）。4安全评价要求
套管柱安全评价，不应对储气库套管柱造成二次损伤。4.1
4.2套管柱安全评价，应首先对在役套管状况进行调查，并对套管柱进行检测与分析，同时进行相应的套管柱剩余强度计算，密封性分析和寿命预测，分析套管柱完整性，给出套管柱安全服役的可能性和技术要求。
4.3储气库套管柱应在安全位周期内运行，套管柱安全评价应至少在安全检测周期到期前6个月内进行。在安全检测周期内，宜利用职出油管作业的时机，进行套管并下检测。4.4对于储气库套管柱达到安全检测周期，在未进行安全评价且未采取延长安全运行期限的措施情况下，不宜继续生产。
4.5在安全检测周期内，储气库井出现井口泄漏环空高王等异常，或生产不能满足生产条件和工艺制度时，应进行安全评价，根据评价结果确定是否继续运行和行条件。服务平台
5在役套管柱数据
5.1井设计与建设期资料
储气库井设计及钻完井等建设过程资料包括：钻井设计，包括但不限于工程地质情况、井身结构设计、套管柱设计、固井设计等，完井设计，包括但不限于完井工艺、完井管柱结构等；钻井井史，包括但不限于井眼轨迹、完井井身结构、套管下人记录、气密封螺纹上扣扭矩图、套管柱试压报告、固并胶结质量成果等。3
SY/T7633—2021
5.2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，修并资料，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并等资料；
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5.3其他资料
与储气库并套管柱评价相关的资料包括：储气库并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
6.2.1材料性能检测
并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c0%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，从同期页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H,S环境的储气车井，参照GB/T19830进行硫化物应力开裂（SSC）试验，分析不同准信：
时期套管柱最低抗SSC要求，
6.2.2服役性能检测与获取
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并下套管的抗内压强度、抗挤强度和抗拉强度等全服役性能应按照GB/T20657和本文件7.3计算获得。
6.3密封检测
6.3.1并井下套管柱密封测试
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、噪声测并仪、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并设备。
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。4
6.3.2管柱密封室内检测
SY/T76332021
对在役注采井，套管均为气密封螺纹接头，应在建井前期或运行期选取同规格型号的套管，按照SY/T7370进行室内多周次拉压交变气密封循环试验检测。对原有老井，套管多为长圆螺纹接头，宜从同期预封堵老井中取出一段同规格型号套管（带接头），参照GB/T21267进行室内气密封试验检测。6.4套管几何尺寸检测与应用
6.4.1套管几何尺寸检测
对储气库井套管柱应进行几何尺寸检测，获取井下套管内径和/或壁厚变化情况，宜选用电磁探伤仪、多臂井径仪、超声成像测并仪等适当的地球物理测并设备。6.4.2套管尺寸应用
在使用电磁探伤仪仅能获取任
t进行第7章和第9章的相关计算。牛深套管平均壁厚taxe时，则应用平均壁厚tawe代替最小壁厚在无法获取井下套管直径变化时，应用套管公称外径D代替最大外径Dmax，或应用上一次进行检测获得的最大外径Damax，进行第7章的相关计算。6.4.3套管尺寸误差
当井下套管检测仪器误差超过0.3mm时，宜考虑测量误差的影响，并优先考虑壁厚误差，应用实测套管几何尺寸减去误差上限值后的数据进行第7章和第9章的相关计算。7剩余强度计算与校核
7.1通用要求
并下套管强度计算，应结合套管性能检测数据，基于井下套管几何尺寸测量数据，进行全井段套管剩余强度计算，应主要进行抗内压强度和抗挤强度计算，并给出相应的安全系数。7.2几何尺寸
依据6.4套管几何尺寸检测结果，可以*得任-牛深处套管壁厚（最小壁厚tmin、最大壁厚tmax）和外径（最小外径Damin、最大外径Damax），并按册公式（1）～公式（4）计算相应的壁厚不均度ec和不服务平
圆度ov。
ec-100 (tmax-tmin) /tave
Ov-100（Damax-Damim）/Dcave
tave=（tmax+tmin）/2
Dcave=（Demax+Demin）/2
（2）
SY/T 7633—2021
强度计算
7.3.1抗内压强度
按公式（5）进行在役套管抗内压强度计算：Pb.=2k frm / (Demx/ tammn)
7.3.2抗挤强度
在役套管剩余抗挤强度计算：
当Damax/temin≤（Demax/temin）yp，为屈服挤毁：Pp=2fmm[Damax/tmm-1]/[(Demm/tamm)2]当（Demax/tmm）yp当（Demax/tmm）pt当Domax/tmm>（Dama/tmi）te，为弹性挤毁：P=46.95×10%[(Dmm/tm)/(Dm/t1)3]×0.00689476其中：
(Dema/tmm）p={[(A-2)?+8（B+C/fm)]12+（A-2))/[2（B+C/fm)]Dem/tmm）ml=[fm（A
F)//[C+f（B-G)]
[(D)pl t=(2+B/A) / [3(B/A)]
A=2.8762+0.15489×10-3f0.4450910-6fm-0.16211×10-9fgmmB-0.026233+0.7340210-4f
C=-3.2125+0.030867fmm-0.15204×10-fm+0.778110-(5)
F=3.237×105[(3B/A) /(2+B/A)]/(fm[(3B/A) /(2+B/A)-B/A][1-(3B/A)(2+B/A)])(16)
G=FBJA
考虑井下套管椭圆变化及壁厚不均匀对套管强度影响，抗挤强度计算方法参考附录A。6
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