本书介绍了南海西部海洋高温高压气井的地质特点和面临的挑战，从井身结构优化技术、井控技术、固井技术、油套管腐蚀机理和套管材料选择技术、管柱力学井筒完整性设计等方面，阐述了海洋高温高压含CO2气井井筒完整性技术。
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目录
第1章 井筒完整性发展历程和现状 1
1.1 井筒完整性定义 1
1.2 国内外发展历程 3
1.3 海上高温高压气井井筒完整性特点和难点 4
第2章 井身结构设计 6
2.1 国内外高压井套管柱设计研究状况及进展 6
2.1.1 国外高压井套管柱设计研究现状 7
2.1.2 国内高压井套管柱设计现状 9
2.2 高压气井井身结构设计T程难点分析 10
2.2.1 套管柱层次及井身结构现状 10
2.2.2 套管柱层次设计工程难点 11
2.3 高温高压钻井井身结构设计 12
2.3.1 高温高压钻井井身结构设计原则 12
2.3.2 现有井身结构设计方法分析评价 13
2.3.3 套管柱层次及下入方法确定 14
2.3.4 井身结构设计的6个参数确定 16
2.3.5 需要特别考虑的原则 18
2.4 高温高压油管柱尺寸优化设计 19
2.4.1 产能要求设计 19
2.4.2 凝析水量及携液临界流量计算 20
2.4.3 井筒防冲蚀速度计算 23
2.4.4 增产要求设计 24
2.4.5 其他设计方面的要求 24
2.4.6 现场应用 24
第3章 高温高压气井材料腐蚀机理 27
3.1 概述 27
3.2 CO2腐蚀 28
3.2.1 CO2腐蚀机理 28
3.2.2 CO2腐蚀类型 29
3.2.3 CO2腐蚀的影响因素 31
3.3 H2S腐蚀 34
3.3.1 H2S腐蚀机理 34
3.3.2 H2S腐蚀特点 36
3.4 CO2/H2S腐蚀机理及特点 37
3.5 油套管防腐实验 39
3.5.1 实验方法 39
3.5.2 实验结果与分析 42
第4章 高温高压气井材料选择 46
4.1 油套管选择材质图版 46
4.2 高压气井套管材质选择 49
4.3 井口系统选型及材料评价 51
4.3.1 腐蚀环境划分 51
4.3.2 材料级别 53
4.3.3 温度与井口性能级别 56
第5章 高温高压气井油管柱力学完整性设计 58
5.1 高温高压气井管柱设计 58
5.1.1 国内外高温高压油管柱现状 58
5.1.2 海上高温高压气井管柱设计原则 62
5.2 海洋井筒温度、压力计算 63
5.2.1 井筒温度场计算 63
5.2.2 井筒压力场计算 68
5.2.3 井筒压力、温度耦合计算 72
5.3 高温高压油管柱强度校核 73
5.3.1 管柱变形基础效应 73
5.3.2 油管柱强度校核方法 77
5.3.3 热膨胀效应导致的环空带压校核 79
5.4 南海西部高温高压井油管柱应用实例 82
5.4.1 南海西部高温高压井油管柱设计原则 82
5.4.2 油管柱安全性分析 84
第6章 高温高压气井套管柱力学设计 87
6.1 高温高压井套管柱设计 87
6.1.1 套管强度计算 87
6.1.2 有效外载计算 90
6.1.3 套管柱强度设计方法 93
6.1.4 高温高压井套管柱设计优化 95
6.2 套管磨损评价及预防措施 96
6.2.1 套管磨损机理和研究现状 97
6.2.2 套管磨损实验测试 106
6.2.3 套管磨损量预测及剩余强度计算方法 120
6.2.4 套管防磨技术研究 150
6.3 高压腐蚀条件下套管强度计算及套管下深的校核 153
6.3.1 含腐蚀缺陷的套管管材抗挤毁强度计算 154
6.3.2 高压气井套管管材抗内压计算 157
6.3.3 合理安全设计系数的选用及套管下深校核设计 159
6.4 高压气井套管柱螺纹选型 162
6.4.1 螺纹强度及密封要求 162
6.4.2 特殊螺纹选型 164
6.5 高温高压探井套管强度校核及选择实例 166
第7章 高温高压固井技术 173
7.1 高温高压固井技术难点 173
7.1.1 高温高压井固井主要技术难点 173
7.1.2 高温导致的问题 174
7.1.3 高压导致的问题 175
7.1.4 钻井工艺引起的问题 177
7.2 高温高压水泥浆技术 177
7.2.1 高密度水泥浆技术 177
7.2.2 水泥浆防漏失技术 187
7.2.3 水泥浆防气窜技术 194
7.2.4 水泥浆防腐技术 206
7.2.5 水泥石防应变/温变技术 210
7.2.6 高温高压固井降失水剂技术 223
7.2.7 海洋高温高压水泥浆体系 229
7.3 高温高压固井T艺 235
7.3.1 井眼准备 235
7.3.2 防窜工艺技术 236
7.3.3 环空防气窜工艺技术 239
7.3.4 抗高温工艺技术 239
7.3.5 高密度水泥浆现场混配工艺技术 240
7.3.6 防漏和堵漏工艺技术 240
7.3.7 提高顶替效率技术 242
7.3.8 其他辅助工艺措施 243
7.4 现场应用实例 243
7.4.1 井身结构 243
7.4.2 钻井液情况 244
7.4.3 地层承压情况 244
7.4.4 9-5/8''套管固井 245
7.4.5 7''尾管固井技术 247
7.4.6 7''尾管回接固井技术总结 249
第8章 环空保护液 251
8.1 环空保护液的功能及要求 251
8.2 缓蚀剂研究进展 252
8.2.1 缓蚀剂基本概念及分类 252
8.2.2 缓蚀剂的作用机理 253
8.2.3 缓蚀剂在油田中的研究现状 254
8.2.4 缓蚀剂在油田中的发展趋势 256
8.2.5 新型高效环保缓蚀剂的开发利用 256
8.3 环空保护液类型 257
8.3.1 水基钻井液 257
8.3.2 低固相环空保护液 257
8.3.3 无机盐环空保护液 257
8.3.4 有机盐环空保护液 258
8.3.5 油基环空保护液 259
8.3.6 新型环空保护液 259
8.3.7 复合盐环空保护液 261
第9章 井筒完整性风险评估 265
9.1 基于目标井的溢流风险评价及井控策略 265
9.2 高温超压井风险评价 266
9.2.1 井筒完整性评价 266
9.2.2 套管段井筒完整性评价方法 268
9.3 井口抬升和预防措施研究 275
9.4 固井及环空带压技术研究 278
9.4.1 水泥环应力状态的有限元模拟 278
9.4.2 环空带压的危害及气井固井的特殊性 284
9.4.3 气井固井后环空带压的规律 285
9.4.4 国内外气井固井环空带压典型示例 285
9.4.5 环空带压或井口窜气的原因分析 286
9.4.6 目前国内外主要预防及解决环空带压问题的措施 287
第10章 井筒完整性作业组织和后期管理 289
10.1 井筒完整性管理的影响因素 289
10.1.1 钻井阶段影响因素 290
10.1.2 固井完井阶段影响因素 290
10.1.3 生产作业阶段影响因素 291
10.1.4 废弃阶段的影响因素 292
10.2 井筒屏障保护部件 292
10.2.1 油套管本体材质 292
10.2.2 油套管连接螺纹 293
10.2.3 封隔器 293
10.2.4 套管头 294
10.2.5 环空水泥环 295
10.2.6 套管挂 295
10.2.7 井控内防喷工具 295
10.2.8 其他井下工具 295
10.3 井筒完整性设计管理 296
10.3.1 油气井井筒完整性管理理念 296
10.3.2 设计原则 297
10.3.3 设计方法 299
10.3.4 应用实例 299
10.4 井筒完整性屏障部件管理 301
10.4.1 选取抗腐蚀套管柱 301
10.4.2 井控装置 301
10.4.3 井控管汇 302
10.4.4 螺纹的选用和操作 302
10.4.5 井口系统完整性选取 303
10.4.6 提高水泥防腐质量 303
10.4.7 优化固井工艺，保证固井质量 304
10.4.8 优化管柱设计，改善受力状况 305
10.5 作业组织管理 305
10.5.1 制定规范要求 305
10.5.2 现场组织管理 307
10.5.3 井筒完整性监控和维护 308
10.6 后期管理 309
10.6.1 气井完整性评价指标 309
10.6.2 资料连续性可追踪管理 312
10.6.3 环空带管理 313
10.6.4 环空带压监测与诊断 316
10.6.5 高含硫气井安全评价 319
10.6.6 XX气井应用案例 320
主要参考文献 323
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