西南石油大学学报(自然科学版)  2016, Vol. 38 Issue (2): 155-161
气井环空带压对水泥环力学完整性的影响    [PDF全文]
张智1 , 许红林2, 刘志伟1, 李巍3, 施太和1    
1. "油气藏地质及开发工程"国家重点实验室·西南石油大学, 四川 成都 610500;
2. 重庆科技学院石油与天然气工程学院, 重庆 沙坪坝 401331;
3. 中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院, 四川 广汉 618300
摘要: 受井下作业、油套管或封隔器泄漏等因素产生的井口环空带压,使高温高压气井水泥环密封完整性面临巨大挑战。为此,基于弹性力学多层厚壁圆筒理论和摩尔库仑失效准则,建立了水泥环应力和失效计算模型,研究了环空带压对水泥环胶结面应力和失效的影响。结果表明,环空带压将增大水泥环胶结面的切向拉应力,过大的切向拉应力将导致水泥环失效。与此同时,井筒温度增加产生的切向拉应力也会增大水泥环失效风险。环空带压越大,水泥环安全系数越低,且温度效应对安全系数的影响较小。对高温高压气井,可根据井身结构(地层-水泥环-套管)参数建立水泥环安全系数图版,从而为确定合理的最大允许环空带压值提供依据,研究结果对提高气井井筒安全性、延长开采寿命具有重要意义。
关键词: 气井     高温高压     水泥环     解析模型     环空带压     应力     失效    
The Effect of Sustained Casing Pressure on the Mechanical Integrity of Cement Sheath in Gas Wells
ZHANG Zhi1 , XU Honglin2, LIU Zhiwei1, LI Wei3, SHI Taihe1    
1. State Key Laboratory of Oil & Gas Reservoirs Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China;
2. School of Petroleum and Natural Gas Engineering, Chongqing University Of Science & Technology, Shapingba, Chongqing 401331, China;
3. Drilling & Production Engineering Research Institute, CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co. Ltd., Guanghan, Sichuan 618300, China
Abstract: Sustained casing pressure(SCP), resulted from downhole operations, the leakage of casing and oil tube or packer poses great challenges to the sealing integrity of cement sheath in HTHP gas wells. Thus,we estasblished the failure calculation model and the stresses of cement sheath,and studied the influences of SCP on the stresses and failure of cement sheath,based on the multi-layer thick wall cylinder theory of elastic mechanics and Mohr-Coulomb failure criterion. Results show that the SCP problem will make cement sheath sustain overlarge tangential tensile stress which is the principal factor for its failure. Besides, the tangential tensile stress that is resulted from the increasing temperature in wellbore will increase the risk of the failure of cement sheath. The larger the SCP value,the lower the safety factor of cement sheath,and the influence of temperature effect on the safety factor is not clear. For high temperature and high pressure gas wells, a safety factor diagram of cement sheath can be drawn according to parameters of well construction(formation-cement sheath-casing), which gives the basis for determining proper allowable maximum SCP value and is of great guiding significance to increase the wellbore safety and to extend the working life of gas well production.
Key words: gas well     HTHP     cement sheath     analytical model     sustained casing pressure     stress     failure    
引言

随着石油天然气勘探开发工作的不断深入,环 空带压问题越来越突出。据有关统计资料,美国外 大陆架区域大部分油气井存在环空带压现象,统计 的8 122 口井中存在11 498 个环空带压套管段,且 50% 发生在生产套管和油管之间的环形空间。水泥 环的密封完整性是影响环空带压的关键因素之一, 水泥环密封失效将导致层间气窜、环空带压和套管 损坏等问题,对于高含硫气井还可能诱发严重的人 员伤亡、环境污染和经济损失。因此,保持水泥环 完整性对降低井口环空带压、提高井筒安全性、延 长开采寿命具有重要意义。

高温高压井主要是指储层温度大于150 ℃、地 层压力梯度大于18 kPa/m 或井口压力大于70 MPa 的井,且通常为深井、超深井[1]。由于特殊的高温 高压井筒环境,使得高温高压井井筒完整性管理 越来越受到国内外油田专家和学者的重视[2-6]。在 试压、压裂酸化(井口加背压,提高油管柱力学可靠 性)以及正常生产过程中,受作业载荷、油管或封隔 器泄漏等因素影响,水泥环失效将加剧环空带压, 带来潜在安全隐患。为此,在现有井筒水泥环力学 模型基础上[7-17],建立考虑温度效应的套管水泥 环地层耦合力学模型,研究水泥环的失效准则,讨 论考虑井筒温度效应时环空带压对水泥环密封性能 的影响,以期确定更合理的最大允许井口环空带压 值,并提升高温高压气井环空带压管理水平。

1 水泥环力学模型

水泥浆凝固后,套管、水泥环和地层可视为一 个复合圆柱体。由于套管、水泥环和地层的物性参 数差异较大,套管内压、地层压力(外压)作用和复 合圆柱体温度的变化时,在套管与水泥环之间的胶 结面及水泥环和地层之间的胶结面会产生接触压 力或拉应力。考虑两界面完全胶结,则可根据界面 处的位移连续条件计算水泥环界面接触压力,最终 计算出水泥环径向和切向的应力场。水泥环力学模 型基本假设:套管无几何缺陷、水泥环结构完整,水 泥环第一、第二胶结面胶结良好,3 者均视为厚壁圆 柱体;套管、水泥环、地层岩石都为均质各向同性材 料,且水泥环无残余内应力;将复合圆柱体受力简 化为平面应变问题,其受力示意图见图 1

图1 套管-水泥环-地层岩石复合圆柱体模型受力示意图 Fig. 1 Pressure contrast of different development ways

考虑温度效应时,圆柱体切向应变为

${{\varepsilon }_{\theta }}\text{=}\frac{1}{E}\left[ {{\sigma }_{\theta }}-v\left( {{\sigma }_{z}}+{{\sigma }_{r}} \right) \right]+\alpha \Delta T$ (1)

式中:εθ -切向应变,无因次;

E-弹性模量,MPa;

σrσθσz 径向应力、切向应力和轴向应力, MPa;

ν-材料泊松比,无因次;

α-材料线膨胀系数,℃−1

ΔT 温度变化值,℃。

圆柱体轴向应变为

${{\varepsilon }_{z}}\text{=}\frac{1}{E}\left[ {{\sigma }_{z}}-v\left( {{\sigma }_{\theta }}+{{\sigma }_{r}} \right) \right]+\alpha \Delta T$ (2)

式中:εz 轴向应变,无因次。

根据复合圆柱体平面应变假设,满足εz ≈ 0,由 式(2),可得

${{\sigma }_{z}}=v\left( {{\sigma }_{\theta }}+{{\sigma }_{r}} \right)+\alpha E\Delta T$ (3)

将式(3)代入式(1)中可得

${{\varepsilon }_{\theta }}=\frac{1}{E}\left[ \left( 1-{{v}^{2}} \right){{\sigma }_{\theta }}-\left( v-{{v}^{2}} \right){{\sigma }_{r}}+\left( 1-v \right)\alpha E\Delta T \right]$ (4)

从而得到圆柱体的径向变形量为

${{\delta }_{r}}=\frac{r}{E}\left[ \left( 1-{{v}^{2}} \right){{\sigma }_{\theta }}-\left( v+{{v}^{2}} \right){{\sigma }_{r}}+\left( 1-v \right)\alpha E\Delta T \right]$ (5)

式中:δr-圆柱体的径向变形量,mm;

r-圆柱体的半径,mm。

对于套管,受内压力(pi)、外挤压力(pc1)作用, 由拉梅公式可得套管径向应力分布

${{\sigma }_{\text{rs}}}=\frac{{{p}_{\text{i}}}{{a}^{2}}-{{p}_{\text{c}1}}{{b}^{2}}}{{{b}^{2}}-{{a}^{2}}}-\frac{\left( {{p}_{\text{i}}}-{{p}_{\text{c}1}} \right){{a}^{2}}{{b}^{2}}}{{{b}^{2}}-{{a}^{2}}}\frac{1}{{{r}^{2}}}$ (6)

式中:σrs-套管径向应力,MPa;

pi-套管内压力,MPa;

pc1-套管外挤压力(水泥环第一胶结面接触压 力),MPa;

a-套管内半径,mm;

b-套管外半径(水泥环内半径),mm。

套管切向应力分布

${{\sigma }_{\theta \text{s}}}=\frac{{{p}_{\text{i}}}{{a}^{2}}-{{p}_{\text{c}1}}{{b}^{2}}}{{{b}^{2}}-{{a}^{2}}}+\frac{\left( {{p}_{\text{i}}}-{{p}_{\text{c}1}} \right){{a}^{2}}{{b}^{2}}}{{{b}^{2}}-{{a}^{2}}}\frac{1}{{{r}^{2}}}$ (7)

式中:σθs-套管径向应力,MPa。

根据假设,套管中(ΔT)/∂r = 0,则由式(5)~ 式(7)可得套管外壁(r = b)处径向变形量为

$\begin{align} & {{\delta }_{\text{rso}}}=\frac{b}{{{E}_{\text{s}}}}\left( 1-v_{\text{s}}^{2} \right)\left[ \frac{2{{a}^{2}}{{p}_{\text{i}}}-{{p}_{\text{c}1}}\left( {{a}^{2}}+{{b}^{2}} \right)}{{{b}^{2}}-{{a}^{2}}} \right]+ \\ & \frac{b}{{{E}_{\text{s}}}}\left( {{v}_{\text{s}}}+v_{\text{s}}^{2} \right){{p}_{\text{c}1}}+b\left( 1-{{v}_{\text{s}}} \right){{\alpha }_{\text{s}}}\Delta T \\ \end{align}$ (8)

式中:δrso-套管外壁径向变形量,mm;

Es-套管弹性模量,MPa;

νs—套管泊松比,无因次;

αs-套管线膨胀系数,℃−1

对于水泥环,其内外壁分别受接触压力pc1pc2 作用,水泥环中径向应力为

${{\sigma }_{\text{rc}}}=\frac{{{p}_{\text{c}1}}{{b}^{2}}-{{p}_{\text{c}2}}{{c}^{2}}}{{{c}^{2}}-{{b}^{2}}}-\frac{\left( {{p}_{\text{c}1}}-{{p}_{\text{c}2}} \right){{b}^{2}}{{c}^{2}}}{{{c}^{2}}-{{b}^{2}}}\frac{1}{{{r}^{2}}}$ (9)

式中:σrc-水泥环径向应力,MPa;

pc2-水泥环第二胶结面接触压力,MPa;

c-水泥环外半径,mm。

水泥环切向应力为

${{\sigma }_{\theta \text{c}}}=\frac{{{p}_{\text{c}1}}{{b}^{2}}-{{p}_{\text{c}2}}{{c}^{2}}}{{{c}^{2}}-{{b}^{2}}}+\frac{\left( {{p}_{\text{c}1}}-{{p}_{\text{c}2}} \right){{b}^{2}}{{c}^{2}}}{{{c}^{2}}-{{b}^{2}}}\frac{1}{{{r}^{2}}}$ (10)

式中:σθc -水泥环切向应力,MPa。

根据假设,水泥环中(ΔT)/∂r = 0,则由式(5)、 式(9)、式(10)可得水泥环内壁(r = b)处径向变形量为

$\begin{align} & {{\delta }_{\text{rci}}}=\frac{b}{{{E}_{\text{c}}}}\left( 1-v_{\text{c}}^{2} \right)\left[ \frac{{{p}_{\text{c}1}}\left( {{b}^{2}}+{{c}^{2}} \right)-2{{c}^{2}}{{p}_{\text{c}2}}}{{{c}^{2}}-{{b}^{2}}} \right]+ \\ & \frac{b}{{{E}_{\text{c}}}}\left( {{v}_{\text{c}}}+v_{\text{c}}^{2} \right){{p}_{\text{c}1}}+b\left( 1-{{v}_{\text{c}}} \right){{\alpha }_{\text{c}}}\Delta T \\ \end{align}$ (11)

式中:δrci-水泥环内壁径向变形量,mm;

Ec-水泥环弹性模量,MPa;

νc-水泥环泊松比,无因次;

αc-水泥环线膨胀系数,℃1。

由套管外壁和水泥环内壁连续条件可知, 式(8)和式(11)中两个径向变形量应该相等,有

$\begin{align} & A{{p}_{\text{i}}}+B{{p}_{\text{c}1}}+C{{p}_{\text{c}2}}={{E}_{\text{c}}}{{E}_{\text{s}}}\Delta T \\ & \left[ \left( 1-{{v}_{\text{c}}} \right){{\alpha }_{\text{c}}}-\left( 1-{{v}_{\text{s}}} \right){{\alpha }_{\text{s}}} \right] \\ \end{align}$ (12)

其中:

$\begin{align} & A=\frac{2{{a}^{2}}}{{{b}^{2}}-{{a}^{2}}}{{E}_{\text{c}}}\left( 1-v_{\text{s}}^{2} \right);C=\frac{2{{c}^{2}}}{{{c}^{2}}-{{b}^{2}}}{{E}_{\text{s}}}\left( 1-v_{\text{c}}^{2} \right); \\ & B=\frac{2{{b}^{2}}v_{\text{s}}^{2}+\left( {{b}^{2}}-{{a}^{2}} \right){{v}_{\text{s}}}-\left( {{b}^{2}}+{{a}^{2}} \right)}{{{b}^{2}}-{{a}^{2}}}{{E}_{\text{c}}}- \\ & \frac{\left( {{b}^{2}}+{{c}^{2}} \right)-2{{b}^{2}}v_{\text{c}}^{2}+\left( {{c}^{2}}-{{b}^{2}} \right){{v}_{\text{s}}}}{{{c}^{2}}-{{b}^{2}}}{{E}_{\text{s}}} \\ \end{align}$。

由(5)、式(9)、式(10)也可得到水泥环第二胶结面 r=c处的径向变形量为

$\begin{align} & {{\delta }_{\text{rco}}}=\frac{c}{{{E}_{\text{c}}}}\left( 1-v_{\text{c}}^{2} \right)\left[ \frac{2{{b}^{2}}{{p}_{\text{c}1}}-{{p}_{\text{c}2}}\left( {{b}^{2}}+{{c}^{2}} \right)}{{{c}^{2}}-{{b}^{2}}} \right]+ \\ & \frac{c}{{{E}_{\text{c}}}}\left( {{v}_{\text{c}}}+v_{\text{c}}^{2} \right){{p}_{\text{c}2}}+c\left( 1-{{v}_{\text{c}}} \right){{\alpha }_{\text{c}}}{{E}_{\text{c}}}\Delta T \\ \end{align}$ (13)

式中:δrco-水泥环外壁径向变形量,mm。

对于地层岩石,其内外壁分别受接触压力pc2 和地层压力pf 作用,地层岩石中径向和切向应力分 别为

${{\sigma }_{\text{rf}}}=\frac{{{p}_{\text{c}2}}{{c}^{2}}-{{p}_{\text{f}}}{{d}^{2}}}{{{d}^{2}}-{{c}^{2}}}-\frac{\left( {{p}_{\text{c}2}}-{{p}_{\text{f}}} \right){{b}^{2}}{{c}^{2}}}{{{d}^{2}}-{{c}^{2}}}\frac{1}{{{r}^{2}}}$ (14)
${{\sigma }_{\theta \text{f}}}=\frac{{{p}_{\text{c}2}}{{c}^{2}}-{{p}_{\text{f}}}{{d}^{2}}}{{{d}^{2}}-{{c}^{2}}}+\frac{\left( {{p}_{\text{c}2}}-{{p}_{\text{f}}} \right){{c}^{2}}{{d}^{2}}}{{{d}^{2}}-{{c}^{2}}}\frac{1}{{{r}^{2}}}$ (15)

式中:σrf-地层径向应力,MPa;

pf-地层压力,MPa;

d-地层外半径,mm;

σθf-地层切向应力,MPa

根据假设,地层中(ΔT)/∂r = 0,则由式(5)、 式(14)、式(15)水泥环第二胶结面(r = c)处径向变 形量为

$\begin{align} & {{\sigma }_{\text{rfi}}}=\frac{c}{{{E}_{\text{f}}}}\left( 1-v_{\text{f}}^{2} \right)\left[ \frac{{{p}_{\text{c}2}}\left( {{c}^{2}}+{{d}^{2}} \right)-2{{d}^{2}}{{p}_{\text{f}}}}{{{d}^{2}}-{{c}^{2}}} \right]+ \\ & \frac{c}{{{E}_{\text{f}}}}\left( {{v}_{\text{f}}}+v_{\text{f}}^{2} \right){{p}_{\text{c}2}}+c\left( 1-{{v}_{\text{f}}} \right){{\alpha }_{\text{f}}}\Delta T \\ \end{align}$ (16)

式中:δrfi--水泥环第二胶结面径向变形量,mm;

Ef--地层岩石弹性模量,MPa;

αf--地层岩石线膨胀系数,℃−1

νf--地层岩石泊松比,无因次。

由水泥环外壁和地层岩石内壁连续条件可得 式(13)和式(16)中两个变形量也应该相等,从而有

$\begin{align} & U{{p}_{\text{c}1}}+V{{p}_{\text{c}2}}+W{{p}_{\text{f}}}={{E}_{\text{c}}}{{E}_{\text{f}}}\Delta T \\ & \left[ \left( 1-{{v}_{\text{f}}} \right){{\alpha }_{\text{f}}}-\left( 1-{{v}_{\text{c}}} \right){{\alpha }_{\text{c}}} \right] \\ \end{align}$ (17)

其中:$\begin{align} & U=\frac{2{{b}^{2}}}{{{c}^{2}}-{{b}^{2}}}{{E}_{\text{f}}}\left( 1-v_{\text{c}}^{2} \right);W=\frac{2{{b}^{2}}}{{{d}^{2}}-{{c}^{2}}}{{E}_{\text{c}}}\left( 1-v_{\text{f}}^{2} \right); \\ & V=\frac{2{{c}^{2}}v_{\text{c}}^{2}+\left( {{c}^{2}}-{{b}^{2}} \right){{v}_{\text{c}}}-\left( {{c}^{2}}+{{b}^{2}} \right)}{{{c}^{2}}-{{b}^{2}}}{{E}_{\text{f}}}- \\ & \frac{\left( {{d}^{2}}+{{c}^{2}} \right)-2{{c}^{2}}v_{\text{f}}^{2}+\left( {{d}^{2}}-{{c}^{2}} \right){{v}_{\text{f}}}}{{{d}^{2}}-{{c}^{2}}}E \\ \end{align}$。

联立式(13)、式(17)可得水泥环内外壁接触压 力pc1pc2。从而,由式(9)、式(10)可求得水泥环 在任意半径r 处的径向应力和切向应力。

2 水泥环失效准则

水泥环失效主要有胶结面受拉失效和水泥环本 体受压失效,水泥环在拉应力和压应力共同作用下 也会发生剪切失效。水泥环受纯拉伸载荷时,可采 用最大主应力准则来判断失效,但水泥环的失效有 时主要受压缩载荷而非拉伸载荷控制,这时可采用 莫尔库仑准则来预测不同应力状态下水泥环的失 效,脆性材料摩尔-库仑失效准则见表 1

表1 脆性材料摩尔-库仑失效准则表 Table 1 Recovery ratio amplification of different development ways
3 实例分析 3.1 基本参数

对于高温高压井,由于作业试压、压裂酸 化(需环空加压)等井下工况会使环空带压升高, 同时,受温度、压力变化使环空流体膨胀以及 由于油气从地层经水泥隔离层和环空液柱向 上窜流也会引起环空压力的升高。为了讨论环 空带压、温度变化对水泥环应力和失效的影响, 假设:(1)ϕ215.90 mm井眼下入ϕ177.80 mm(壁厚 10.36 mm)P110 套管;(2)水泥环厚度为21.34 mm; (3)P110 套管弹性模量为200 GPa、泊松比为0.23、 线膨胀系数为1.50×10−5−1;(4)水泥环弹性 模量为5.6 GPa、泊松比为0.18、线膨胀系数为 1.05×10−5−1、抗拉强度为4.2 MPa、抗压强度为 41.0 MPa;(5)地层岩石弹性模量为17 GPa、泊松比 为0.20、线膨胀系数为1.05×10−5−1

3.2 结果分析 3.2.1 环空带压对水泥环应力的影响

为了讨论环空压力、井筒温度对水泥环密封失 效的影响,计算了环空带压0~50.00 MPa、开采过程 井筒温度升高0~50 ℃等工况下水泥环径向应力和 切向应力的变化情况。不考虑井筒温度变化时,不 同环空带压下水泥环中径向应力和切向应力分布 情况如图 2图 3 所示。可以看出:水泥环沿径向 受压,沿切向受拉,且最大压应力和拉应力均出现 在第一胶结面,表明水泥环将最先在此处失效。当 环空带压为50.00 MPa,水泥环与套管界面处最大 径向压应力为12.74 MPa,表明水泥环不会发生压 缩失效;但当环空带压为45.00 MPa 时,水泥环与 套管界面处切向拉应力已达4.28 MPa,该值已超过 水泥环的抗拉强度4.20 MPa,此时水泥环将出现微 裂纹。

图2 不同环空带压下水泥环中径向应力(ΔT = 0 ℃) Fig. 2 Radial stress within cement sheath under different SCP value(ΔT = 0 ℃)
图3 不同环空带压下水泥环中切向应力(ΔT = 0 ℃) Fig. 3 Tangential stress within cement sheath under different SCP value(ΔT = 0 ℃)

不同环空带压及温度变化下水泥环第一、第 二胶结面径向应力分布情况如图 45 所示。可以 看出:水泥环沿径向受压,且最大压应力出现在水 泥环与套管界面,表明水泥环将最先在此处失效; 环空带压越大、温度变化越大,水泥环胶结面径向 压应力越大。当环空带压为50.00 MPa、温度变化50 ℃时,水泥环与套管界面处最大径向压应力为 14.08 MPa,表明水泥环不会发生压缩失效。

图4 不同环空带压及不同温度变化下第一胶结面径向应力 Fig. 4 Radial stress of the first cemented surface under different SCP value and temperature
图5 不同环空带压及不同温度变化下第二胶结面径向应力 Fig. 5 Radial stress of the second cemented surface under different SCP value and temperature

不同环空带压及不同温度变化下水泥环第一、 第二胶结面切向应力分布情况如图 67 所示。

图6 不同环空带压及不同温度变化下第一胶结面切向应力 Fig. 6 Tangential stress of the first cemented surface with different SCP value and temperature
图7 不同环空带压及不同温度变化下第二胶结面切向应力 Fig. 7 Tangential stress of the second cemented surface with different SCP value and temperature

可以看出:水泥环沿切向受拉,且最大拉应力 均出现在水泥环与套管界面,表明水泥环将最先在 此处失效;环空带压越大、温度变化越大,水泥环胶 结面切向拉应力越大。当环空带压为40.00 MPa、 温度变化35 ℃时,水泥环与套管界面处切向拉应 力已达4.21 MPa,该值已超过水泥环的抗拉强度 4.20 MPa,此时水泥环将开始被拉坏。

3.2.2 环空带压对水泥环失效的影响

在环空带压作用下,水泥环将最先在套管与水 泥环界面处发生失效,为分析高温高压井环空带 压对水泥环失效的影响,根据表 1 中水泥环失效准 则,计算了井筒温度变化值为0~50 ℃、环空带压 为0~50.00 MPa 时自由套管段底部水泥环安全系 数(图 8,图中粉色平面的安全系数等于1.0)。

图8 自由套管段底部水泥环安全系数 Fig. 8 Safety factors of cement sheath at the free casing bottom

可以看出:环空带压越大,自由套管段底部水 泥环安全系数越低,且温度效应对安全系数的影响 较小。环空带压小于35.00 MPa 时,井筒温度变化 对水泥环安全系数影响较明显,随井筒温度升高, 水泥环安全系数减小;当环空带压大于35.00 MPa 时,井筒温度变化对水泥环安全系数影响很小,但 总体上井筒温度升高时水泥环更易失效。对具体一口井,可根据井身结构(地层水泥环套管)参数建 立水泥环安全系数图版,然后根据井筒温度场、环 空带压值判断水泥环是否会失效,并以此确定合理 的最大允许环空带压值,这对提高高温高压气井环 空压力管理水平,保证井筒安全、延长气井开采寿 命具有重要指导意义。

4 结语

(1)环空带压使水泥环中产生的切向拉应力是 水泥环失效的主要因素。井筒温度升高会产生切向 拉应力和径向压应力,此切向拉应力会加剧水泥环 密封失效风险。

(2)高温高压井环空带压工况下,自由套管段 底部水泥环一般最先失效,应将此处失效作为水泥 环失效的薄弱点。

(3)环空带压越大,自由套管段底部水泥环安 全系数越低,且温度效应对安全系数的影响较小。

(4)根据井身结构(地层水泥环套管)参数, 建立水泥环安全系数图版,然后根据井筒温度场、 环空带压值判断水泥环是否会失效,可为确定合理 的最大允许环空带压值提供依据。

参考文献
[1] TAOUTAOU S, BONNECAZE A L, DONDALE A T, et al. Ensuring well integrity in HP/HT wells:Brunei case study[C]. SPE 136884, 2010.
[2] 储胜利, 樊建春, 张来斌, 等. 套管段井筒完整性风险评价方法研究[J]. 石油机械, 2009, 37 (6) : 1 –4.
CHU Shengli, FAN Jianchun, ZHANG Laibin, et al. Research on the risk assessment method for wellbore integrity in casing section[J]. China Petroleum Machinery, 2009, 37 (6) : 1 –4.
[3] 张智, 周延军, 付建红, 等. 含硫气井的井筒完整性设计方法[J]. 天然气工业, 2010, 30 (3) : 67 –69.
ZHANG Zhi, ZHOU Yanjun, FU Jianhong, et al. A method of well integrity design for sour gas wells[J]. Natural Gas Industry, 2010, 30 (3) : 67 –69.
[4] 车争安, 张智, 施太和, 等. 高温高压含硫气井环空流体热膨胀带压机理[J]. 天然气工业, 2010, 30 (2) : 88 –90.
CHE Zheng'an, ZHANG Zhi, SHI Taihe, et al. Mechanism of annular fluid thermal expansion pressure in HTHP sour gas wells[J]. Natural Gas Industry, 2010, 30 (2) : 88 –90.
[5] 胡顺渠, 陈琛, 史雪枝, 等. 川西高温高压气井井筒完整性优化设计及应用[J]. 海洋石油, 2011, 31 (2) : 82 –85.
HU Shunqu, CHEN Chen, SHI Xuezhi, et al. Optimal design of well integrity and its application in HPHT gas well in western region of Sichuan[J]. Offshore Oil, 2011, 31 (2) : 82 –85.
[6] 刘健, 郭小阳, 李早元. 储气库固井水泥石关键力学参数测试方法研究[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2013, 35 (6) : 115 –120.
LIU Jian, GUO Xiaoyang, LI Zaoyuan. Study of the test method of key mechanical parameters of set cement in the gas storage well[J]. Journal of Southwest Petroleum University(Science & Technology Edition), 2013, 35 (6) : 115 –120.
[7] GOODWIN K J, CROOK R J. Cement sheath stress failure[J]. SPE Drilling Engineering, 1992, 7 (4) : 291 –296. DOI:10.2118/20453-PA
[8] BAUMGARTE C,THIERCELIN M,KLAUS D. Case studies of expanding cement to prevent microannular formation[C]. SPE 56535, 1999.
[9] BOSMA M, RAVI K, VAN DRIEL W, et al. Design approach to sealant selection for the life of the well[C]. SPE 56536, 1999.
[10] MUELLER D T, GOBONCAN V, DILLENBECK R L, et al. Characterizing casing-cement-formation interactions under stress conditions:impact on long-term zonal isolation[C]. SPE 90450, 2004.
[11] LAIDLER A, TAOUTAOU S, JOHNSON C R, et al. A risk analysis approach using stress analysis models to design for cement sheath integrity in a multilateral well[C]. SPE 11059, 2007.
[12] SAINT-MARC J, GARNIER A, BOIS A P. Initial state of stress:the key to achieving long-term cement-sheath integrity[C]. SPE 116651, 2008.
[13] 王耀锋, 李军强, 杨小辉. 套管-水泥环-地层系统应力分布规律研究[J]. 石油钻探技术, 2008, 36 (5) : 7 –10.
WANG Yaofeng, LI Junqiang, YANG Xiaohui. Stress distribution in casing-cement-stratum[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2008, 36 (5) : 7 –10.
[14] LI Y, LIU S, WANG Z, et al. Analysis of cement sheath coupling effects of temperature and pressure in nonuniform in-situ stress field[C]. SPE 131878, 2010.
[15] 李伟超, 齐桃, 管虹翔, 等. 海上稠油热采井井筒温度场模型研究及应用[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2012, 34 (3) : 105 –110.
LI Weichao, QI Tao, GUAN Hongxiang, et al. Research and application of wellbore temperature field models for thermal recovery well in offshoreheavy oilfield[J]. Journal of Southwest Petroleum University:Science & Technology Edition, 2012, 34 (3) : 105 –110.
[16] HAIDER M G, SANJAYAN J, RANJITH P G. Modeling of a well-bore composite cylinder system for cement sheath stress analysis in geological sequestration of CO2[C]//The 46th US Rock Mechanics/Geomechanics Symposium, American Rock Mechanics Association, 2012.
[17] 张智, 黄熠, 李炎军, 等. 考虑腐蚀的环空带压井生产套管安全评价[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2014, 36 (2) : 171 –177.
ZHANG Zhi, HUANG Yi, LI Yanjun, et al. Safety evaluation of production casing considering corrosion in gas well with sustained casing pressure[J]. Journal of Southwest Petroleum University (Science & Technology Edition), 2014, 36 (2) : 171 –177.