近海井套压管理(7)

简要介绍资料的主要内容,以获得更多的关注

●管柱未知的腐蚀；

●未知的套管磨损；

●未知的寿命影响。

在最大井口压力计算过程中，套管最小内部屈服强度的50％安全系数应该应用到我们的计算中。作为套管或者生产立管柱一个合理的、保守的管柱破裂的风险性评估因素。而套管最小内部屈服强度的80％主用应用于考虑外部套管或生产管柱。因为它将作为极限附加载荷和高的利用率因子被应用到极端情况。内部屈服强度的30％主要用在最外层的套管或者生产导管评估上，因为它是最后一道保护层。

如果套管串有一个很好的纯钻井时间，已知的腐蚀因素，或者知道这种管柱正在一种高温环境中作业。那么在计算最小内部屈服强度时应该考虑管子壁厚和材料性能时，用的相对小的因子计算。

大多数情况下，最大允许井口操作压力应该由被评估的套管串最小内部屈服强度的50％或者外部套管串最小内部屈服强度的80％这个两个因素确定。然而，环空内管子外部挤毁的压力也应该被考虑。因为管子内部被挤坏也不是一个好事。在计算最大允许井口操作压力时，MCP的70％提供了一个合理的、保守的内部管子挤毁的风险程度。

有时候，“A”环空和“B”环空压力的传递也会发生，一般是由于管串的泄漏或者井口的泄漏引起的。有时，最大允许井口操作压力公式也是不可用的，那么对于这些井我们就要采用逐级分析的方法进行评估。

如果外部套管环空存在两个或者更多的套管环空压力交换（例如，“B”和“C”环空之间或者“C”和“D”之间）；那么这种情况下，分离的单独套管环空并没有考虑套管的封隔能力，所以在计算最大允许井口操作压力时，不应该考虑。附录B给出了一个计算的例子。

不同类型的井MAWOP的计算例子已经在附录B中列出。运用最大允许井口操作压力来管理环空套压也在附录A中给出。

9 文件编写

9.1 环空套压管理方案

每一个操作者都应该制定一份文本方案、方针或者程序来处理近海井环空套压。

在方案中应该考虑到的因素有：