采用随钻扩眼技术提高海相气藏盐岩夹层套管服役的安全性

祝效华 郭大强 童 华 敬 俊

西南石油大学机电工程学院

采用随钻扩眼技术提高海相气藏盐岩夹层套管服役的安全性

祝效华 郭大强 童 华 敬 俊

西南石油大学机电工程学院

祝效华等.采用随钻扩眼技术提高海相气藏盐岩夹层套管服役的安全性.天然气工业，2016, 36(10): 93-101.

随着以南方海相碳酸盐岩储层为主要勘探目标的中国石油工业二次创业的展开，气井服役套管全寿命期内的完整性管理必将成为长期、高效开采海相气藏资源过程中一个不可回避的难点。为此，基于四川盆地川东地区三叠系现场地质资料和岩心蠕变试验数据建立了套管、水泥环和盐岩夹层耦合三维力学模型，耦合应力场、温度场及非线性蠕变，研究了深部海相气藏盐岩夹层服役套管的安全性变化规律；提出了采用随钻扩眼技术提高海相气藏盐岩夹层服役套管安全性的新思路、基于附加载荷和等效抵抗强度的扩眼尺寸设计方法，以及海相气藏盐岩夹层服役套管剩余强度和剩余寿命的定量预测方法，研究了扩眼对套管服役安全性的影响情况。结果表明：①扩眼可增大服役套管的剩余强度，扩眼率40%时的完整套管剩余强度为无扩眼时的1.57倍，且在一定程度上能改善腐蚀套管应力集中的状况；②套管设计服役寿命越长，扩眼对提高服役套管安全性的贡献就越明显。该研究成果可为海相气藏井服役套管全寿命期内的完整性管理提供新的思路及定量决策依据。

中国 石油工业二次创业 海相气藏 随钻扩眼 盐岩夹层 套管 剩余强度 剩余寿命 服役安全性

2013年我国原油的对外依存度已高达58.1%。在陆相油气产量和储量难以大幅增加、油气消费量迅猛增长的严峻形势下，2002年起我国开展了以南方碳酸盐岩海相储层为主要勘探目标的石油工业二次创业[1]。从世界范围来看，海相地层是油气资源勘探的一个重要领域，海相碳酸盐岩储层蕴藏了世界50%以上的油气资源[2]，油气产量约占全球总量2/3的中东地区，其80% 的油气产于海相碳酸盐岩[3]；而我国在海相碳酸盐岩储层的油气探明率仅为8.7%[4]，克拉通含油气盆地独特的石油地质构造给中国海相油气勘探提出了严峻挑战[5]。随着石油工业二次创业的提出，海相油气勘探呈现出快速发展的大好势头，特别是普光和安岳（龙王庙组）特大型海相碳酸盐岩整装气藏的重大发现[6-7]，初步展示出中国海相天然气巨大的勘探潜力。

中国海相气藏普遍含硫（最高H2S含量16.89%）[8]，H2S所具有的毒性和腐蚀性使得海相气藏的开采承担着常规天然气开采无法比拟的高风险与高成本。避免安全事故，延长海相气井生产寿命，减少因建井质量差导致的产量下降和气井大修周期增加所引起的单位作业成本增加、环境污染等问题是长远、高效利用海相气藏资源的关键性问题，而提高服役套管的安全性则是解决该类问题最基本的前提。针对海相气藏开采的特殊性，已攻关、应用井身结构优化技术、腐蚀与防护技术及酸性环境固井技术来确保套管的服役安全，但形势仍不容乐观。普光气田24口井的测井资料表明，套管变形井高达22口，主要分布在井深3 829～5 246 m的盐岩、膏盐岩，其中套管中度变形及严重变形井就占了总井数的66.7%[9]。

深部小井眼井段环空间隙小导致的固井质量不能保证、酸性腐蚀引发的套管壁厚局部减薄及盐岩夹层的非均匀蠕变流动是导致安全设计条件下海相气田服役套管提前失效的主要原因。以地层—水泥环—套管组合系统的视角来研究服役套管的安全性来看，作为保护产层、封固地层、支撑和保护套管的重要介质，水泥环的重要作用可谓不言而喻，在井身结构已优化、防腐套管已科学选取的情况下，采用随钻扩眼器实施随钻扩眼作业来提高深部小井眼井段固井质量、加厚水泥环厚度是解决海相气田服役套管安全性可行、有效的手段之一。虽然随钻扩眼技术已在优化复杂井井身结构、提高钻井效率和固井质量以及解决盐膏层、易缩径地层所带来的勘探和钻井问题中取得了成功应用[10-11]，但有关随钻扩眼提高海相气田服役套管安全性的研究却未见报道，作为提高海相气田服役套管安全性的新思路，有必要对其进行系统的分析和研究。为此，笔者以海相气藏盐岩夹层的服役套管为例，系统研究随钻扩眼对提高套管安全性做出的积极影响，以期为长远、高效开采海相气藏资源提供新的思路和对策。

1 套管安全性分析的基本理论

1.1 盐岩的蠕变模型

作为一种黏性、缓慢流动的材料，由于具有较好的密封性和较小的渗透性，盐岩、膏盐岩常常成为深部油气藏的覆盖层。蠕变是指在外部条件不变的情况下，应变随时间延长而缓慢增加的现象，作为盐岩的一种固有特性，其蠕变速率与温度、时间及应力场有关。采用虚位移原理建立盐岩的蠕变有限元列式，表达式如下[12]：

1.2 安全评价

式（6）～（9）中h0表示一定腐蚀模型下对应套管失效时的临界腐蚀深度；h表示测量时的套管腐蚀深度；

表示无扩眼井眼服役套管剩余强度。米塞斯屈服准则表达式如下：

2 随钻扩眼技术

随钻扩眼技术充分整合随钻扩眼工具与常规钻头的技术优势，在全面钻进的同时实施扩眼操作，由于在提高钻速、扩大深部小井眼环空间隙、优化井身结构、提高固井质量等方面的良好表现，随钻扩眼技术已在优化复杂井井身结构、提高钻井效率和固井质量以及解决盐膏层、易缩径地层所带来的勘探和钻井问题中取得了成功应用。图1为广泛应用的三刀翼液压随钻扩眼器及典型的工作状况示意图[10-11,13]。

图1 三刀翼液压随钻扩眼器及典型的工作状况示意图

3 盐岩夹层服役套管的数值模拟分析

3.1 盐岩的蠕变行为

油气井服役期间，盐岩、膏盐岩主要经历稳态蠕变阶段，尽管其蠕变行为较为复杂，但众多学者对稳态蠕变阶段的几个主要特征却达成了共识[14]：

1）稳态蠕变阶段占整个盐岩蠕变过程的比例较大，其蠕变应变不可恢复。

2）蠕变曲线可通过盐岩试样在实验室的单轴或三轴蠕变试验获取，且具有一定的工程适用性。

3）蠕变速率主要由偏应力和温度决定，随着偏应力和温度的增加，蠕变速率非线性升高。

根据深部岩心的蠕变试验，其盐岩、膏盐岩的稳态蠕变为晶格的位错滑移占优势，故其蠕变特性可用Heard模型来描述[15-16]：

根据四川盆地川东地区海相碳酸盐岩气藏下三叠统嘉陵江组盐岩的蠕变试验，其试验数据如表1所示[]。

3.2 三维有限元模型

为研究随钻扩眼对海相气藏盐岩夹层服役套管安全性的影响，在川东嘉陵江组地质资料的基础上，建立套管、水泥环和盐岩夹层耦合三维力学模型如图2-a所示。为简化计算，此处假设套管、水泥环为壁厚均匀的理想圆筒，且与井眼同心；水泥环与套管、盐岩、砂岩紧密接触。模拟分析中以川东嘉陵江组井深3 950～3 952 m地层处某气井为例，将地表温度视为20 ℃，地温梯度为2.21℃/100 m，下入套管为SM2242-110钢级，外径为146.1 mm，壁厚为12.65 mm，根据圣维南原理，地层边界超过井眼半径的6倍后，对井眼周围应力的影响很小，据此假设地层直径为1 000 mm，选取不同扩眼率井段建立模型，模型参数如表2所示。由于工程上主要关心的是井筒附近力学性能的变化，因此，在径向上对井筒附近网格进行了精细划分，计算中采用具有蠕变和大变形功能的三维20节点结构实体单元SOLID186模拟盐岩单元，耦合系统的有限元网格模型如图2-b所示。

表1 川东海相碳酸盐岩气藏盐岩蠕变试验参数表

图2 套管、水泥环和盐岩夹层耦合三维力学模型及有限元网格划分图

表2 计算模型的材料参数表

为验证模型的可靠性，此处计算了Ø301.5 mm完整井筒中套管和水泥环的外挤载荷。套管参数为：API P110套管，外径为244.48 mm，壁厚为11.99 mm。将数值模拟结果与本文参考文献[17]完整套管的解析解进行对比，为方便比较，仿真计算过程中施加了与文献分析中相一致的均匀地应力，计算结

果如表3所示，其最大偏差小于3%，证实了模型的可行性，后续的研究将在此模型的基础上展开。

表3 本文计算结果与文献结果对比表

3.3 盐岩蠕变引起的井眼缩径

为研究盐岩夹层蠕变对裸眼变形的影响，基于上述川东海相气藏岩心蠕变试验及力学模型，系统研究了裸井眼井径随蠕变时间的变化关系（图3）。由于上下砂岩的约束，井眼缩径最严重的情况出现在盐岩层中间位置，且随着蠕变时间的增加，井眼缩径愈加严重。因此，在钻遇盐岩夹层地段时，为保证设计井筒的安全性，蠕变引起的井眼缩径不可忽略[18]。

3.4 随钻扩眼提高完整套管服役安全性的研究

为研究随钻扩眼对海相气藏盐岩夹层服役套管安全性的影响，基于前文建立的安全评价方法，系统研究了无扩眼、扩眼率分别为10%、20%、30%及40%工况下服役套管的剩余强度分布，图4为蠕变30 d、1 200 d时盐岩层中间位置处套管的剩余强度大小。由图4可知，扩眼改善了服役套管承载不均的状况，扩眼率为10%、40%时套管的剩余强度分别为无扩眼时的1.21倍和1.57倍，扩眼率越大，套管剩余强度越高，套管承载愈趋于均匀，且套管设计服役寿命愈长，扩眼对提高服役套管安全性的贡献愈加明显。

图3 井眼缩径随盐岩夹层蠕变时间的变化关系图

图4 不同扩眼率下服役套管的剩余强度关系图

图5 不同扩眼率下服役套管的等效抵抗强度及附加载荷关系图

图5 为蠕变30 d、1 200 d时盐岩层中间位置处不同扩眼率下服役套管的等效抵抗强度及附加载荷的大小，可见，扩眼贡献的等效抵抗强度随着扩眼率的增加而增大，然而，随着蠕变时间的增加，套管承受的附加载荷也在增大，服役30 d，扩眼率为10%贡献的等效抵抗强度已高于了此时盐岩蠕变产生的附加载荷，然而服役1 200 d后，盐岩蠕变产生的附加载荷已需要扩眼率为20%贡献的等效抵抗强度方能补偿。因此，钻遇盐岩夹层，为保证在整个寿命周期内服役套管的安全性，在现行套管设计方法的基础上，可根据套管的设计服役寿命确定扩眼尺寸的大小，确保井筒的安全性。

3.5 随钻扩眼提高腐蚀套管服役安全性的研究

海相气藏多含酸性气体，如CO2、H2S等，这类酸性气体遇水后极易腐蚀套管壁面，造成套管壁厚减薄、质量减轻、强度降低，腐蚀坑是这类酸性气体腐蚀套管的典型形态，为表征不同腐蚀程度对服役套管安全性的影响，定义T（图6）表示套管壁厚，a表示腐蚀坑半径、h表示深度、d表示幅度，可得：

图6 腐蚀套管模型示意图

根据腐蚀坑半径和腐蚀深度的关系，将该类腐蚀分为浅型（h＜a）、半球型（h＝a）及深型腐蚀（h＞a）3类进行系统研究[19]，腐蚀套管模型如图6所示。

图7 不同扩眼尺寸下腐蚀坑的米塞斯应力分布云图

为研究随钻扩眼对盐岩夹层腐蚀套管服役安全性的影响，建立缺陷套管、水泥环和盐岩夹层耦合三维力学模型，研究了不同扩眼尺寸下3类腐蚀套管模型的应力分布（图7），由于腐蚀坑的应力集中作用，腐蚀套管的最大米塞斯应力出现在腐蚀坑部位。由图7可知，随着扩眼率增加，腐蚀坑的最大米塞斯应力逐渐降低、应力集中现象得到大幅改善，随钻扩眼可以有效缓解含缺陷套管的服役安全性；同一井身结构下，深型腐蚀模型的应力集中状况较浅型腐蚀模型严重，可见，海相盐岩夹层气藏井应加强服役套管的安全监测，在发现套管腐蚀初期采取有效措施最为有效。

4 案例分析

A井为川东嘉陵江组海相碳酸盐岩气藏所钻井，井筒参数如表1、2所示。生产套管在模拟服役工况下为均匀腐蚀模型，腐蚀速率为0.076 mm/a，气井设计寿命为20年[20]。基于本文提出的海相气藏井服役套管安全性评价方法，计算了该生产套管全寿命期内的剩余强度大小，如图8所示。在腐蚀和盐岩非均匀蠕变的联合作用下套管在服役第10年时已出现了失效点，无法满足服役20年的预期设计寿命时间。

图8 不同服役时间下套管的剩余强度关系图

为了尽可能少的改变其他原有设计、降低成本，基于本文提出的采用随钻扩眼技术提高海相气藏盐岩夹层服役套管安全性的思路和计算方法，不同扩眼率下服役套管的等效抵抗强度及附加载荷关系如图9所示。在现行井身结构及套管设计方法的基础上，可应用随钻扩眼工艺，对该井眼进行扩眼率不低于40%的扩眼工序操作。

图9 扩眼率在20%～50%的服役套管的等效抵抗强度及附加载荷关系图

假设应用随钻扩眼工艺对A气井进行了扩眼率40%的扩眼操作，然而由于该井地质条件复杂，套管腐蚀严重，在投产后检测到某处生产套管遭受腐蚀，此时测量腐蚀坑深度为7.59 mm、幅度为12.39 mm。基于本文提出的计算方法，可确定该腐蚀为深型腐蚀模型，取CO2和H2S共存条件下套管钢的均匀腐蚀速率0.5 mm/a[21]，应用深型腐蚀模型计算此时的临界腐蚀深度11.26 mm，由此可初步确定该腐蚀套管处于安全状态，可继续服役，并预测该服役腐蚀套管的剩余寿命为7.34年，若A气井的剩余生产年限大于7.34年，则需对其进行严格检测，并根据生产要求对该套管进行有效的防腐或修复等补救措施，以保障整个生产周期内的安全生产。

5 结论

基于川东嘉陵江组海相碳酸盐岩气藏地质资料建立了套管、水泥环和盐岩夹层耦合三维力学模型，结合现场岩心的蠕变试验，系统研究了随钻扩眼对海相气藏盐岩夹层服役套管安全性的影响规律，可得到如下结论：

1）盐岩蠕变易导致裸眼缩径，一个月的时间裸井眼缩径率就可高达11.52%，且随着蠕变时间的增加，井眼缩径愈加严重。可见，在钻遇盐岩夹层地段时，盐岩蠕变引起的裸眼缩径是影响井筒安全性的重要因素。

2）腐蚀及盐岩夹层的非均匀蠕变流动极易导致安全设计条件下海相气藏服役套管提前失效，提出了采用随钻扩眼技术提高海相气藏盐岩夹层服役套管安全性的思路及基于附加载荷和等效抵抗强度的扩眼尺寸设计方法。

3）扩眼可增大服役套管的剩余强度，扩眼率40%时的完整套管剩余强度为无扩眼时的1.57倍，且在一定程度上能改善腐蚀套管应力集中的状况，套管设计服役寿命愈长，扩眼对提高服役套管安全性的贡献愈加明显。

4）提出了海相气藏盐岩夹层套管不同服役工况下剩余强度和剩余寿命的定量预测方法。

[1]朱铉, 杨贵祥, 敬朋贵. 二次创业与南方海相碳酸盐岩油气勘探的发现与展望[J]. 地球物理学进展, 2007, 22(4): 1255-1268.

Zhu Xuan, Yang Guixiang, Jing Penggui. The theory of "second round of oil and gas exploration of China" and the course of the seismic exploration in the bare carbonate rock area of South China[J]. Progress in Geophysics, 2007, 22(4): 1255-1268.

[2] Bust VK, Oletu JU, Worthington PF. The challenges for carbonate petrophysics in petroleum resource estimation[J]. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 2011, 14(1): 25-34.

[3] Alsharhan AS, Nairna EM, Sedimentary basins and petroleum geology of the Middle East[M]. Amsterdam: Elsevier Science Press, 1997.

[4]康玉柱. 中国古生界油气勘探前景展望[J]. 地质力学学报, 2006, 12(1): 1-5.

Kang Yuzhu. Prospects of petroleum exploration in the Paleozoic of China[J]. Journal of Geomechanics, 2006, 12(1): 1-5.

[5]朱光有, 杨海军, 苏劲, 韩剑发, 朱永峰, 王宇, 等. 中国海相油气地质理论新进展[J]. 岩石学报, 2012, 28(3): 722-738.

Zhu Guangyou, Yang Haijun, Su Jin, Han Jianfa, Zhu Yongfeng, Wang Yu, et al. New progress of marine hydrocarbon geological theory in China[J]. Acta Petrologica Sinica, 2012, 28(3): 722-738.

[6]马永生, 蔡勋育, 李国雄. 四川盆地普光大型气藏基本特征及成藏富集规律[J]. 地质学报, 2005, 79(6): 858-865.

Ma Yongsheng, Cai Xunyu, Li Guoxiong. Basic characteristics and concentration of the Puguang Gas Field in the Sichuan Basin[J]. Acta Geologica Sinica, 2005, 79(6): 858-865.

[7]邹才能, 杜金虎, 徐春春, 汪泽成, 张宝民, 魏国齐, 等. 四川盆地震旦系—寒武系特大型气田形成分布、资源潜力及勘探发现[J]. 石油勘探与开发, 2014, 41(3): 278-293.

Zou Caineng, Du Jinhu, Xu Chunchun, Wang Zecheng, Zhang Baomin, Wei Guoji, et al. Formation, distribution, resource potential and discovery of the Sinian-Cambrian giant gas field, Sichuan Basin, SW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2014, 41(3): 278-293.

[8] 王世泽, 唐瑞江, 赵祚培, 杜林. 高压高产含硫气井测试技术及应用[J]. 中国工程科学, 2010, 12(10): 56-60.

Wang Shize, Tang Ruijiang, Zhao Zuopei, Du Lin. Well testing technology and application in high-pressure and high-production sulfur-containing gas reservoir[J]. Engineering Science, 2010, 12(10): 56-60.

[9] 石俊生, 古小红, 尚磊, 刘静, 刘均令, 王强. 普光高含硫气田套管变形井的修井新工艺[J]. 天然气工业, 2010, 30(2): 78-80.

Shi Junsheng, Gu Xiaohong, Shang Lei, Liu Jing, Liu Junling, Wang Qiang. New workover techniques applied in the deformed cased wells at the high-H2S Puguang gas field[J]. Natural Gas In-

dustry, 2010, 30(2): 78-80.

[10] Takase K, Sawada I, Saruhashi T, Hodkin RD. Successful hole enlargement operations utilizing reaming while drilling techniques and combining LWD operations in a deep water drilling environment[C]//Offshore Technology Conference, 5-8 May 2014, Houston, Texas, USA. DOI:http://dx.doi.org/10.4043/25142-MS.

[11] Ho T, Alferez C, Cortez M, Nott I, McNary X. Optimal bit, reamer selection and operating procedures improve hole enlargement performance in deepwater gulf of Mexico[C]//SPE/IADC Drilling Conference, 5-7 March 2013, Amsterdam, The Netherlands. DOI:http://dx.doi.org/10.2118/163425-MS.

[12] 王勖成. 有限单元法[M]. 北京: 清华大学出版社, 2003.

Wang Xucheng. Finite element method[M]. Beijing: Tsinghua University Press, 2003.

[13] Zhu Xiaohua, Jing Jun, Hua Tong. Causes and conditions for reamer blade balling during hole enlargement while drilling[J]. Engineering Applications of Computational Fluid Mechanics, 2012, 6(1): 87-99.

[14] Bérest P, Brouard B. A tentative classification of salts according to their creep properties[C]//Spring 1998 Meeting, 19-22 April 1998, New Orleans, Louisiana, USA. http://www.brouard-consulting.com/sites/default/files/Creep-New_Orleans-1998.pdf.

[15] 葛伟凤, 陈勉, 金衍, 卢运虎, 张飞, 侯冰. 深部盐膏岩地层套管磨损后等效应力分析[J]. 中国石油大学学报: 自然科学版, 2013, 37(1): 75-79.

Ge Weifeng, Chen Mian, Jin Yan, Lu Yunhu, Zhang Fei, Hou Bing. Analysis of equivalent stress on casings after casing wear in deep salt-gypsum formation[J]. Journal of China University of Petroleum: Edition of Natural Science, 2013, 37(1): 75-79.

[16] 李萍, 邓金根, 孙焱, 闫新江, 徐显广. 川东气田盐岩、膏盐岩蠕变特性试验研究[J]. 岩土力学, 2012, 33(2): 444-448. Li Ping, Deng Jingen, Sun Yan, Yan Xinjiang, Xu Xianguang. Experimental study of creep characteristics of rock gypsum-salt and rock salt in Chuandong gas field[J]. Rock and Soil Mechanics, 2012, 33(2): 444-448.

[17] 殷有泉, 陈朝伟, 李平恩. 套管—水泥环—地层应力分布的理论解[J]. 力学学报, 2006, 38(6): 835-842.

Yin Youquan, Chen Chaowei, Li Ping'en. Theoretical solutions of stress distribution in casing-cement and stratum system[J]. Chinese Journal of Theoretical and Applied Mechanics, 2006, 38(6): 835-842.

[18] Tong Hua, Guo Daqiang, Zhu Xiaohua. Application of multiphysics coupling FEM on open wellbore shrinkage and casing remaining strength in an incomplete borehole in deep salt formation[J]. Mathematical Problems in Engineering, vol. 2015, Article ID 575492, 9 pages, 2015. DOI:http://dx.doi. org/10.1155/2015/575492.

[19] Sun Kai, Guo Boyun, Ghalambor A. Casing strength degradation due to corrosion—applications to casing pressure assessment[C]// IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology Conference and Exhibition, 13-15 September 2004, Kuala Lumpur, Malaysia. DOI:http://dx.doi.org/10.2118/88009-MS.

[20] 沈琛. 普光高酸性气田采气工程技术与实践[M]. 北京: 中国石化出版社, 2013.

Shen Chen. Gas recovery engineering technology and practice in Puguang high acid gas field[M]. Beijing: China Petrochemical Press, 2013.

[21] Zhu Xh, Sun Rq, Tong H. A new method to predict the remaining life of corrosion casing for steam injection wells[J]. Materials and Corrosion, 2015, 66(2): 175-181.

(修改回稿日期 2016-07-07 编 辑 凌 忠)

Improvement of the service safety of casing for inter-bedded salt rocks in marine gas reservoirs by reaming-while-drilling technology

Zhu Xiaohua, Guo Daqiang, Tong Hua, Jing Jun
(School of Mechanical Engineering, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 10, pp.93-101, 10/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

While the second development of petroleum industry is carried out in China with the marine carbonate reservoirs in south China as the principal exploration targets, the life-cycle integrity management of service casing in gas wells is inevitably a challenge to long-term efficient exploitation of marine gas resources. In this paper, a 3D mechanical coupling model of casing, cement sheath and inter-bedded salt rock was developed by using the Triassic geologic data and core creep test data of eastern Sichuan Basin to couple stress field, temperature field and nonlinear creep. Then, the safety change laws of service casing in inter-bedded salt rocks of deep marine gas reservoirs were investigated. It is proposed to improve its safety by using the reaming-while-drilling technology, to design the reaming size based on additional load and equivalent resistance strength, and to predict its remaining strength and remaining life quantitatively. Finally, the effect of reaming on the safety of service casing was analyzed. It is shown that, by means of reaming, the remaining strength and remaining life of service casing can be increased, and the concentrated stress in corroded casing is improved. The remaining strength of the whole casing with a reaming ratio of 40% is 1.57 times that without reaming. The longer the design service life of casing is, the more contribution the reaming makes to the safety of service casing. The study result provides a new idea and quantitative decision basis for life-cycle integrity management of service casing for marine gas wells.

China; Second development of petroleum industry; Marine gas reservoir; Reaming while drilling; Inter-bedded salt rock; Casing; Remaining strength; Remaining life; Service safety

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.10.012

国家自然科学基金项目（编号：51674214）、四川省科技计划国际合作计划项目（编号：2016HH0008）、四川省青年科技创新研究团队“钻井提速”项目（编号：2014TD0025）。

祝效华，1978年生，教授，博士生导师，博士；主要从事管柱力学与井下工具设计方面的研究与教学工作。地址：（610500）四川省成都市新都区西南石油大学机电工程学院。电话：（028）83035262。ORDIC: 0000-0002-0507-3773。E-mail: zxhth113@163.com