石油的形成及套管井结构介绍
石油的形成及套管井结构介绍
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目录
第一章油气田的相关知识 (3)
第一节油气田的形成要素 (3)
第二节圈闭的概念及其组成 (4)
第三节油气的成分 (5)
第四节生油层的岩性 (5)
第二章油气田的勘探 (5)
第一节重力勘探法 (5)
第二节磁法物探 (6)
第三节电法勘探 (6)
第四节反射波法地震勘探 (6)
第五节核法勘探 (8)
第三章钻井的介绍 (8)
第一节钻井方式 (8)
第二节钻井平台 (9)
第三节钻井工艺 (10)
第四章套管井固井质量 (12)
第一节套管井井身结构 (12)
第二节套管井固井的目的 (13)
第三节套管井固井的方法 (15)
第五章射孔工艺 (16)
第一节射孔器结构 (16)
第二节电缆射孔校深方法 (17)
第三节油管输送射孔校深的条件和方法 (19)
第六章套管井井口装置及测井树介绍 (20)
第一节井口防喷装置 (21)
第二节井口采油树装置 (22)
第三节注水井口装置 (22)
第四节热采井口装置 (23)
第一章油气田的相关知识
我们已经在地球上发现3000种以上的碳氢化合物，石油是由其中350种左右的碳氢化合物形成的，比石油更轻的碳氢化合物则成为天然气。
石油的原料是生物的尸体，科学研究，60%的石油是在恐龙称霸地球时期所形成的。主要由藻类等浮游植物遗骸及恐龙尸体堆积而成。
生物的细胞含有脂肪和油脂，脂肪和油脂则是由碳、氢、氧等3种元素组成的。生物遗体沉降于海底或湖底并被淤泥覆盖之后，氧元素分离，碳和氢则组成碳氢化合物。
第一节油气田的形成要素
油、气藏形成的基本条件，应当包括充足的油气来源、有利的生储盖组合、有效的圈闭和良好的保存条件。
(1)充足的油气来源
充足的油气来源是形成储量丰富的油气藏的重要前提。生油凹陷面积大，持续时间长，可以形成巨厚的多旋回性的生油层系，可以生成丰富的油气。
(2)有利的生储盖组合
所谓有利的生储盖组合是指生油层中生成的油气能及时地运移到储集层中，即具有良好的输送通道和畅通的排除条件；同时盖层的质量和厚度又能保护运移到储层中的油气不会散失。
(3)有效的圈闭
有效的圈闭是指那些形成时间早于或同时于油气运移时间的、位于油源区相对较近的和水动力冲刷影响不大的圈闭。
(4)良好的保存条件
良好的保存条件也是油气藏存在的必要条件，良好的保存条件应当包括三个方面：1地壳运动对油气藏的破坏不大
2岩浆活动对油气藏的保存没有影响
3水动力冲刷也没有破坏油气藏的存在。
总之，生油层将生物尸体腐败生成的油气，经过油气的运动，转移到储集层，再在储集层经过横向和纵向运移，进入到圈闭中，即形成油气田。油气田形成后，还要经受地壳运动的“考验”，有的油气田的盖层或圈闭遭到破坏，油气逸散到地表。有的则保存至今，成为现在的能源生产基地。
石油和天然气之所以能够聚集起来，是由于这里受局部构造单位控制，形成了各种圈闭。这类局部构造单位可以是穹隆、背斜、单斜、刺穿构造等等，在它们所控制的范围内往往伴生多种圈闭，从而形成多种油气藏。这些受同一局部构造单位控制的面积内油藏、气藏的总称，就是一个油气田。如图一所示。
图一：背斜油气藏示意图
第二节圈闭的概念及其组成
圈闭是能阻止油、气继续运移，并使油、气聚集起来形成油、气的地质场所。它是由如下三个部分组成的：
图二：圈闭示意图
(1)储集层：具有储集油气孔隙空间和使流体运移能力的岩层。
(2)盖层：盖在储集层之上的、不渗透的、能够阻止油气散失的岩层。
(3)遮挡物：从各个方面阻止油气继续运移的封闭条件。
圈闭的基本功能就是聚集油气，它的存在是形成油气藏的必要条件，如图二所示。
第三节油气的成分
石油的化学组成主要包括以下三方面：
（一）石油的元素组成：石油主要由碳、氢及少量硫、氮、氧等元素组成。
（二）石油的化合物组成：
1石油中的烃类化合物包括烷烃、环烷烃和芳香烃。
2石油中的非烃化合物包括含硫化合物、含氮化合物及含氧化合物。
天然气主要含甲烷，此外还有较多的重烃气。
第四节生油层的岩性
沉积岩中细粒的岩石,如泥岩、页岩、碳酸盐岩等均可作为良好的生油层。按岩性,生油层可分为两大类：一类是泥质生油岩,另一类是碳酸盐岩生油岩。
作为生油岩的颜色以褐、灰褐、深灰、黑色等暗色为好,灰、灰绿色次之。
生油层中富含生物化石或有机质。
第二章油气田的勘探
煤、石油、天然气作为重要的能源资料，其中，石油和天然气大多储存在几百米乃至几千米的地下，需要石油工作者艰苦的努力，不断改进、创新技术，才能更多更好勘探、开采地下原油。
地质勘探就是石油勘探人员运用地质知识，携带罗盘、铁锤等简单工具，在野外通过直接观察和研究出露在地面的底层、岩石，了解沉积地层和构造特征。收集所有地质资料，以便查明油气生成和聚集的有利地带和分布规律，以达到找到油气田的目的。但因大部分地表都被近代沉积所覆盖，这使地质勘探受到了很大的限制。
地球物理勘探（简称物探）是根据地质学和物理学的原理，通过不同的物理仪器观察地面上各种物理现象，推断地下地质情况，达到找油的目的。
物探是一种较新的技术，它包括重力勘探、磁法勘探、电法勘探、地震勘探和核法勘探。
第一节重力勘探法
重力勘探是以探测对象与其周围岩（矿）石之间的密度差异为基础，通过观测和研究重
力场的变化规律，查明地质构造、寻找矿产（矿藏）及探测物的一种物探方法。它主要用于探查含油气远景区中的地质构造、盐丘及圈定煤田盆地；研究区域地质构造和深部地质构造；与其他物探方法相配合，寻找油气资源。如图三所示。
图三：重力勘探寻找的背斜储油构造
第二节磁法物探
磁法物探是以探测对象与其周围岩（矿）之间的磁性差异为基础，通过观测和研究天然地磁场及人工磁场的变化规律，查明地质构造、寻找矿产（藏）及探测物的一种物探方法。它主要用于各种比例尺的地质填图；勘察油气构造及煤田盆地；预测成矿远景区；研究区域地质构造；另外还可寻找铁矿及含磁性矿物的金属矿及非金属矿，为打捞沉船、沉车定位，确定古人类遗迹等。
第三节电法勘探
电法勘探是以岩、矿石电学性质的差异为基础，通过观测和研究与这些差异有关的电场或电磁场在空间和时间上的分布特点和变化规律，来查明地下地质构造和寻找有用矿产的一类勘察地球物理方法。电法勘探分支众多，一般归为两大类：
①传导类电法
传导类电法研究的是稳定电场或似稳定电场，包括电阻率法、充电法、自然电场法和激发极化法等。
②感应类电法
感应类电法研究的是交流电磁场，统称为电磁法，其中又可分为电磁剖面法和电磁测探法。
第四节反射波法地震勘探
在地球物理勘探中，反射波法地震方法是一种极重要的勘探方法。地震勘探是利用人工激发产生的地震波在弹性不同的地层内传播规律来勘测地下地质情况的方法。地震波在地下
传播过程中，当地层岩石的弹性参数发生变化，从而引起地震波场发生变化，并发生反射、折射和透射现象，通过人工接收变化后的地震波，经数据处理、解释后即可反演出地下地质结构及岩性，达到地质勘查的目的。地震勘探方法可分为反射波法、折射波法和透射波法三大类，目前地震勘探主要以反射波法为主。
地震勘探的生产工作基本上可分为三个环节：
第一个环节是野外采集工作。这个环节的任务是在地质工作和其他物探工作初步确定的有含油气希望的探区布置测线，人工激发地震波，并用野外地震仪把地震波传播的情况记录下来。进行野外生产工作的组织形式是地震队，主要内容是激发地震波，接收地震波。如图四、五所示。
图四：陆地地震勘探示意图
图五：海洋地质勘探示意图
第二个环节是室内资料处理。这个环节的任务是对野外获得的原始资料进行各种加工处理工作，得出的成果是“地震剖面图”和地震波速度、频率等资料。如图六所示。
图六：地震勘探成果图
第三个环节是地震资料的解释。这个环节的任务是运用地震波传播的理论和石油地质学的原理，综合地质、钻井的资料，对地震剖面进行深入的分析研究，说明地层的岩性和地质时代，说明地下地质构造的特点；绘制反映某些主要层位的构造图和其他的综合分析图件；查明有含油、气希望的圈闭，提出钻探井位。
第五节核法勘探
核法勘探是利用岩、矿石中天然放射性核素含量及种类的差异，以及在人工放射源激发下岩、矿石产生的各种核物理现象来勘查地下地质构造或寻找有用矿产的地球物理方法，简称核物探。
第三章钻井的介绍
钻井通常按用途分为地质普查或勘探钻井、水文地质钻井、水井或工程地质钻井、地热钻井、石油钻井、煤田钻井、矿田钻井、建筑地面钻井等。
第一节钻井方式
1、顿钻
顿钻，又称冲击钻。用钢丝绳把顿钻钻头送到井底，由动力驱动游梁机构，使游梁一端上下运动，并带动钢丝绳和钻头产生上下冲击作用，使岩石破碎。顿钻钻速慢，效率低，不能适应井深日益增加和复杂地层的钻探要求，逐渐被旋转钻代替。但它有设备简单，成本低，不污染油层等优点，可用于一些浅的低压油气井、漏失井等。
2、旋转钻
利用钻头旋转时产生的切削或研磨作用破碎岩石。是当前最通用的钻井方法。比顿钻钻
速快，并易于处理井塌、井喷等复杂情况。按动力传递方式，旋转钻又可分为转盘钻和井下动力钻两种：转盘钻在钻台的井口处装置转盘，转盘中心部分有方孔，钻柱上端的方钻杆穿过该方孔，方钻杆下接钻柱和钻头，动力驱动转盘时带动钻柱和钻头一起旋转，破碎岩石。
井下动力钻是利用井下动力钻具带动钻头破碎岩石，钻进时钻柱不转动，磨损小、使用寿命短，特别适于打定向井。井下动力钻有涡轮钻、螺杆钻和电动钻等。
井下动力钻具钻井是利用涡轮钻具、螺杆钻具以及冲击旋转钻具靠钻井液驱动的方法钻井。特点是进尺快、钻压小、泵压高。适合钻定向井或特殊硬底层井段。
钻井设备按功能分为旋转系统、提升系统、泥浆循环系统。动力与传动系统和控制系统等。
第二节钻井平台
将石油钻井平台分为海上钻井平台和陆地钻井平台两类。
海上钻井平台（drilling platform）是主要用于钻探井的海上结构物。平台上装钻井、动力、通讯、导航等设备，以及安全救生和人员生活设施，是海上油气勘探开发不可缺少的手段。主要分为移动式平台和固定式平台两大类。其中按结构又可分为：
（1）移动式平台：坐底式平台、自升式平台、钻井船、半潜式平台、张力腿式平台、牵索塔式平台
（2）固定式平台：导管架式平台、混凝土重力式平台、深水顺应塔式平台固定式钻井平台大都建在浅水中，它是借助导管架固定在海底而高出海面不再移动的装置，平台上面铺设甲板用于放置钻井设备。支撑固定平台的桩腿是直接打入海底的，所以，钻井平台的稳定性好，但因平台不能移动，故钻井的成本较高。
为解决平台的移动性和深海钻井问题，又出现了多种移动式钻井平台，主要包括：坐底式钻井平台、自升式钻井平台、钻井浮船和半潜式钻井平台。
图七：钻井平台示意图
第三节钻井工艺
石油钻井工艺的特点是：井眼深、压力大、温度高、影响因素多等。以往主要靠经验钻井，50年代开始研究影响钻井速度和成本的诸因素及其相互关系。钻井新技术、新理论不断出现。井眼方向必须控制在允许范围内。根据油气勘探，开发的地质地理条件和工程需要，分直井和定向井两类，后者又可分为一般定向井、水平井、丛式井等。
直井——井眼沿垂直方向钻进并在规定的井斜角和方位角范围内钻达目的层位，对井眼曲率和井底相对于井口的水平位移也有一定的要求(图八所示)。生产井井底水平位移过大，会打乱油田开发的布井方案；探井井底水平位移过大，有可能钻不到预期的目的层。井的全角变化率过大会增加钻井和采油作业的困难，易导致井下事故。影响井斜角和方位角的因素有：地质条件，钻具组合，钻井技术措施，操作技术以及设备安装质量等。为防止井斜角和井眼曲率过大，必须选用合理的下部钻具组合。常用的有刚性满眼钻具组合（图2）和钟摆钻具组合(图3)两种。前者可采用较大的钻压钻进,有利于提高钻速,井眼曲率较小，但不能纠斜,后者需控制一定的钻压,响钻速，但可用来纠斜。
图八：井斜示意图
定向井——沿预先设计的井眼方向(井斜角和方位角)钻达目的层位的井。主要用于：
①地面地形限制，如油田埋藏在城镇、高山、湖泊或良田之下；
②丛式钻井；
③因地质构造特殊（如断层、裂缝层，或地层倾角太大等）的需要，钻定向井有利
于油、气藏的勘探开发；
③理井下事故，如侧钻，为制止井喷着火而钻的救险井等。
定向井的剖面设计，一般由直井段、造斜段、稳斜段和降斜段组成。造斜和扭方位井段常用井下动力钻具(涡轮钻具或螺杆钻具) 加弯接头组成的造斜钻具（图4）。
当井眼斜度最后达到或接近水平时，称为水平井。定向钻进时，必须经常监测井眼的斜度和方位，随时绘出井眼轨迹图，以便及时调整。常用的测斜仪有单点、多点磁力照相测斜仪和陀螺测斜仪。近年来，还使用随钻测斜仪，不需起钻就可随时了解井眼的斜度和方位，按信号传输方式分有线及无线两种，前者用电缆传输信号，后者用泥浆脉冲、电磁、声波等。
丛式井——又称密集井、成组井(图九), 在一个位置和限定的井场上向不同方位钻数口至数十口定向井，使每口井沿各自的设计井身轴线分别钻达目的层位，通常用于海上平台或城市、良田、沼泽等地区，可节省大量投资，占地少，并便于集中管理。
图九：丛式井示意图
第四章套管井固井质量
为了达到加固井壁，保证继续安全钻进，封隔油、气和水层，保证勘探期间的封层测试及整个开采过程中合理的油气生产等目的而下入优质钢管，并在井筒于钢管环空充填好水泥的作业，称为固井工程。因此固井包括了两部分：下入套管的工艺和注入水泥浆的工艺叫做固井工艺。
固井作业是通过固井设计，应用配套的固井设备、辅助设备及工具，将油井水泥、水和添加剂按一定的比例混合后，通过固井泵泵注入井，并顶替到预定深度的井壁与套管、（套管与套管）的环形空间内，使套管与井壁、（套管与套管）之间形成牢固粘结。
第一节套管井井身结构
井身结构是指套管层次和每层套管的下入深度、水泥浆的返高及套管和井眼尺寸的配合。井身结构不但关系到钻井工程的整体效益，还直接影响油井的质量和寿命。各层套管的具体作用为：如图十所示：
1）导管：建立表层钻进的泥浆循环。
2）表层套管：用于封隔上部不稳定的松软地层和水层，安装井口装置，控制井喷和支撑技术套管与油层套管的重量。
3）技术套管/尾管：用以分隔难以控制的复杂地层，保证钻井工作顺利。技术套管/尾管不是一定要下的，争取不下或少下技术套管/尾管。
4）油层套管/尾管：用以把生产层和其他地层封隔开，把不同压力的油、气、水层封隔起来，在井内建立一条油、气通路。保证长期生产，并能满足合理开采油、气和增产措施的要求。
图十：井身结构示意图
第二节套管井固井的目的
一口油井深达数千米，在钻井过程中常常遇到井漏、井塌、井喷等复杂情况，影响正常钻进，严重时甚至导致井眼报废。遇到上述情况就应下套管固井，封隔好复杂地层后，再继续钻进，直到建立稳定的油气通道为止。因此,为了优质快速钻达目的层，保证油气田的开采，就要采用固井。
1）、在钻进过程中封隔易坍塌、易漏失等复杂地层，巩固所钻过的井眼保证钻井顺利进行。
当从A点钻进至B点，如果在A点井深处没下套管固井，那么随着井深的变化，钻达B 点所用泥浆密度在A点产生的压力就会大于A点地层破裂压力，造成A点地层破裂，发生井漏。同理，当从B点钻进至C点，如果在B点井深处没下套管固井，那么随着井深的变化，钻达C点所用泥浆密度在B点产生的压力就会大于B点地层破裂压力，造成B点地层破裂，发生井漏。如图十一所示：
图十一：下套管固井原理示意图
2）、封隔油、气、水层，防止层间互窜。
固井工程不仅关系到钻进的速度和成本，还影响到油气田的开发。如果油、气层与水层间水泥固结不好，层间互相窜通，那么会给油气田开发带来很大困难。当油、气层压力大于水层压力时，油、气便会窜入水层内，既污染了水层又影响到油气的产量；当水层压力大于油、气层压力时，水便会窜入油气层内，造成油田开发早期出水，严重时会水淹破坏整个油气田。因此，必须确保固井质量，对地层内不同类型的流体有效封隔。如图十二所示：
图十二：固井工程防止串层
3）、支撑套管和井口装置，建立油气通道。
钻完井工艺要求固井后套管与地层间在水泥作用下应具有良好的胶结，因为固井后水泥环不仅要支撑套管的重量，而且要承受安装在套管上井口装置的重量，准备下一次开钻或完井投产。若水泥封固质量差，则会导致套管下沉或井口装置的不稳定，影响正常作业或油气通道的建立。
4）保护上部砂层中的淡水资源不受下部岩层中
油、气、盐水等液体的污染；
5）油井投产后，为酸化压裂进行增产措施创造了先决有利条件。
第三节套管井固井的方法
1）表层套管的固井方式采用正注法，如图十三所示。
图十三：表层套管固井示意图
2）技术套管及生产套管应用反注法，从套管内注入，用活塞施压后让水泥浆从环形空间内返高，返高高度一般为表层套管深度，其余为自由套管，在测量固井质量时可作为空套管刻度用。如图十四所示：
图十四：技术套管固井示意图
3）海洋油田与陆地油田有区别，在钻井时先将表层套管用反注法胶注良好后，再钻井至油层，下注技术套过后，用反注法将水泥浆注入环形空间胶注。如图十五所示：
图十五：海洋油田套管井固井示意图
第五章射孔工艺
射孔是指在产层段下入油层套管，用水泥封固产层后再用射孔弹将套管、水泥射穿，并穿进部分产层岩石形成油气流的通道，联通产层和井筒的完井方法。
第一节射孔器结构
射孔器是油气井射孔完井作业必不可少的穿孔工具。射孔器指完成射孔工作的设备、装置及其组合。有聚能射孔器、水力射孔器、复合射孔器等，最常用为聚能射孔器。聚能射孔器具有施工效率高、热稳定性好、操作简便和安全可靠等优点。
射孔弹是射孔器的主要部件，直接决定射孔器的穿孔效果，目前油田上普遍采用聚能射孔弹射孔。
采用聚能射孔弹射孔时，聚能射孔弹产生的高压、高温、高速粒子流在穿透套管、水泥环进入地层形成孔道时，水泥环、岩石受到高温、高压射流冲击作用后变形、破碎和压实，在射孔孔道的周围就会形成一个压实损害带。岩石受到压力的冲击，会产生压缩变形。变形的结果是孔道边壁上的岩石被压紧，密度增加，孔隙缩小甚至闭合。这种现象称为射孔孔道边壁的压实。研究表明破碎压实带的渗透率只有原始渗透率的10%左右，降低了油井的生产能力。如图十六所示：
图十六：聚能弹示意图
孔的主要工具是射孔枪，如图十七所示，它将几十发甚至几百发射孔弹串在一起，用导爆索引爆进行射孔的工具。按其枪身结构分为两类，若将射孔弹装配在密封的钢管内，则称其为有枪身式射孔器；若将单个密封的射孔弹用钢丝、金属杆或薄金属带连起来，直接下井射孔，则称为无枪身式射孔器。
图十七：射孔抢实物图
射孔弹常用的的激发方式有以下几种：
1）电缆直流或者高频激发点火方式；
2）投棒激发点火方式；
3）存储式压控点火方式
第二节电缆射孔校深方法
1.校深原理
射孔层位 (目的层)的深度可在裸眼测井中的GR 或SP 曲线读出；在测量固井质量时将套管接箍的深度和裸眼测井的深度相结合，所以得出射孔层位和套管的绝对深度。射孔时，应用CCL或者GR仪器，用测量套管接箍曲线和原始绝对深度进行校对，从而进行射孔。如图十八所示：
图十八：电缆射孔校深曲线图
2．校深及射孔装置
可分三部分：①马笼头，用来连接电缆与井下仪器；②定位器，用来校深定位一般都使用CCL。GR 仪也可用来校深定位，但因其探头是晶体材料，一般不用来与射孔枪连接使用，若要使用，必须为抗震伽玛仪器；③射孔枪，分点火头、枪身、枪尾三部分。
为便于校深定位，通常都在固井下套管时，在靠近射孔井段顶界预先下一根短套管，射孔前进行校深测井，以确保射孔枪能定位在预先设计的深度上。值得注意的是射孔枪长度必须小于或者等于射孔层的厚度，而地层底界对准枪底端第一发射孔弹，地层顶界对准枪顶端第一发射孔弹。
3．校深过程
射孔管串井口对零，入井后，首先测量标准接箍（即短套管）深度。
校深时，测得曲线的深度比标准深度曲线浅时，其差值D>0；测得曲线的深度比标准深度曲线深时，其差值D<0。测完标准接箍后，与固井质量图上的曲线相比较，可标出D，在深
度面板上，则可校得正确的深度=测量深度+D。通过测量井下标准接箍来定位是比较科学、可信的，但在特殊情况下也可用在电缆上做记号测量射孔深度，此方法仅作为一个辅助判断手段。如图十九所示：
图十九：电缆射孔结构图
第三节油管输送射孔校深的条件和方法
1、条件：
1)在组合井口中，已安装井口油管四通。
2)有准确的油气层射孔深度和钻井下油层套管，在射孔层顶界上100～150m 位置下入放射性记号，已知套管放射性记号至油层顶界准确距离（D1）。
3)完井管柱中装有特殊的放射性记号，校深仪器应能通过管柱内孔到达两个放射性记号位置。根据上述条件，应根据不同的完井管柱选择相应的校深方法：
2、步骤：
1)组装射孔-完井管柱，丈量计算射孔枪顶部第一发射孔弹到放射性记号之间的距离D2。
2)准确地计算射孔顶界到井口油管四通法兰之间的距离，下入带有油管挂的完井管柱，并将它坐落在井口油管四通内。
3)进行GR 校深测井，测出套管上和管柱上的放射性记号深度差D3，计算出管柱上放射
性记号到射孔目的层顶界的距离D4 ( D4 = D1 + D3 )。
4)算出深度差：△D = D4 – D2 = D1 + D3 – D2)
5)起出油管挂以上管柱，根据△D值在油管挂以下拆去或增加油管（或短节），并将油管挂重新坐在井口油管四通内。
6)应用液压或者投棒方式射孔。如图二十所示。
图二十：油管射孔校深方法
第六章套管井井口装置及测井树介绍井口装置及采油树设备是油气开采的重要设备，由套管头、油管头、采油（气）树三部分组成，用来连接套管柱、油管柱，并密封各层套管之间及与油管之间的环形空间，并可控制生产井口的压力和调节油（气）井口流量，也可用于酸化压裂、注水、测试等特殊作业。
井身结构设计
井身结构设计 摘要：井深结构设计是钻井工程的基础设计。它的主要任务是确定导管的下入层次，下入深度，水泥浆返深，水泥环厚度及钻头尺寸。基础设计的质量是关系到油气井能否安全、优质、高速和经济钻达目的层及保护储层防止损害的重要措施。由于地区及钻井目的层的不同，钻井工艺技术水平的高低，不同地区井身结构设计变化较大。选择井身结构的客观依据是底层岩性特征、底层压力、地层破裂压力。正确的井身结构设计决定整个油田的开采。本文基于课本所学的基本内容，对井身结构做一个大致的程序设计。 井身结构设计的内容： 1、确定套管的下入层次 2、下入深度 3、水泥浆返深 4、水泥环厚度 5、钻头尺寸 井身结构设计的基础参数包括地质方面的数据和工程等数据 1．地质方面数据 （1）岩性剖面及故障提示； （2）地层压力梯度剖面； （3）地层破裂压力梯度剖面。 2．工程数据 ，以当量钻井液密度表示；单位g/cm3：如美国墨西（1）抽汲压力系数S w =0.06。我国中原油田Sw=0.015~0.049。 湾地区采用S w ，以当量钻井液密度表示，单位g/cm3。 （2）激动压力系数S g 由计算的激动压力用（2-58）进行计算，美国墨西湾地区取Sg=0.06， S g 我国中原油田Sg=0.015~0.049。 （3）地层压裂安全增值S ，以当量钻井液密度表示，单位g/cm3。 f
S f 是考虑地层破裂压力检测误差而附加的，此值与地层破裂压力检测精度 有关，可由地区统计资料确定。美国油田S f 取值0.024，我国中原油田取值为0.02~0.03。 4）溢流条件S k 以当量钻井液密度表示，单位g/cm3。 由于地层压力检测误差，溢流压井时，限定地层压力增加值S k 。此值由地 区压力检测精度和统计数据确定。美国油田一般取S k =0.06。我国中原油田取值为0.05~0.10。 （5）压差允值P N （P a ） 裸眼中，钻井液柱压力与地层孔隙压力的差值过大，除使机械钻速降低外，而且也是造成压差卡钻的直接原因，这会使下套管过程中，发生卡套管事故，使已钻成的井眼无法进行固井和完井工作。 压差允值和工艺技术有很大关系。压差允值的确定，各油田可以从卡钻资料中（卡点深度，当时钻井液密度、卡点地层孔隙压力等）反算出当时的压差值。再由大量的压差值进行统计分析得出该地区适合的压差允值。 井身结构设计的方法及步骤 1．套管层次和套管柱类型 国内油田套管下入层次为：导管，表层套管，中间套管（或技术套管），油层套管。表层套管，中间套管，油层套管，一般按（339.7244.5177.8139.7mm(13 3/8 9 5/8 7 5 ? in)系列进行设计。 （1）根据区域地质情况，确定按正常作业工况或溢流工况选择 （2）利用压力剖面图中最大地层压力梯度求中间套管下入深度假定点。 自横坐标上找到设计的地层破裂压力梯度 fD ，向下引垂直线与地层破裂压 力梯度线相交，交点即为中间套管下入深度假定点，记点H 3 。
石油套管接箍加工工艺
石油套管接箍加工工艺 关键词: 石油套管接箍 前言 石油套管接箍是用来连接两油管套管的必要工件。制造方法与无缝管相同，国内用j55 n80Q等特种钢材制造。钢管两端车有内螺纹，以便与上下两油管连接。为保证接头处的密封性，对螺纹精 度有较严格的要求。 一、用途 用于连接上下两油管套管。 二、种类 国产油套管分为不加厚的石油套管接箍和两端加厚的石油套管接箍。不加厚的又分为3 1/2” 5 1/2” 7 1/2”等，我们所讲述的是不加厚5 1/2”油套管接箍的加工工艺。 三、加工工序 车端面——车外圆——镗孔——车内螺纹——检验——磷化 四、规格及外观质量 1、规格按SY/T6194-96规定，通常长度(不定尺)为304mm 139mm 204mm等 2、直径153.5 140.5 136.5等 3、外观质量按标准规定接箍的内外表面不得有折叠、裂缝、离层、发纹、结疤和深的直道缺陷存在。钢管表面的上述缺陷可用锉、砂轮或其他方法清除掉，清除深度不得超过公称壁厚的12.5%。缺陷不得焊补或用其他方法填补。 五、化学成分检验 1、接箍的钢号应相同，用J55N80Q号钢制造。硫和磷的含量均不得超过0.045%，砷的含量不得超过0.15%。按GB222-84规定取样;按GB223中的有关部分进行化学分析。 2、美国石油学会标准APISPEC5CT1988年第1版规定化学分析测定应按ASTME350最新版本 进行。 六、物理性能检验 1、按GB228-87的规定进行拉力试验。水压试验根据钢种和钢管口径不同，均有明确要求。油管套管接箍的螺纹验规，根据钢管的口径有严格的要求。
2、美国石油学会标准APISPEC5CT1988年第1版规定油管套管接箍作拉伸试验；压扁试验；静水压试验；硫化物应力腐蚀开裂试验；晶粒度测定(按ASTME-112最新版本)；横向冲击试验(按ASTMA370、ASTME23的最新版本规定进行)；硬度试验(按ASTME18《金属材料的洛氏硬度试验标准方法》。 第1章零件图纸及其他要求分析 1.1 5 1/2"石油套管接箍的图样及技术要求 下图为加工工件的图纸： 第2章原材料的选择
一口井套管柱设计
完井工程大作业二一口井套管柱设计 班级：油工101 学号：004 姓名：王涛 课程：完井工程 任课教师：孙展利
1基本数据 1)井号：广斜-1井；2)井别：开发井；3)井型：定向井 3井身结构如图所示 4套管柱设计有关数据和要求 表层套管：下深150m，外径Φ339.7mm，一开钻井液密度1.1g/cm3，防喷器额定压力21Mpa,安全系数:抗挤S c=1.0，抗拉S t=1.6，抗内压S i=1.0。要求表层套管的抗内压强度接近防喷器的额定压力，套管钢级用J-55，套管性能见下表。 油层套管：下深3574m，外径Φ139.7mm，二开最大钻井液密度1.32g/cm3，安全系数:抗挤S c=1.125，抗拉S t=1.80(考虑浮力)，抗内压S i=1.10。由于地层主要为盐岩、泥岩，易塑性流动和膨胀，外挤载荷要求按上覆岩层压力的当量密度 2.3g/cm3来计算，按直井(井斜角小)和单向应力来设计，套管钢级选N-80、P-110。 要求要有明确的步骤和四步计算过程(已知条件、计算公式、数据带入、计算结
油层套管设计： 已知条件： 油层套管下深H=3574m，外径Φ139.7mm，二开最大钻井液密度ρ m = 1.32g/cm3，安全 系数:抗挤S c =1.125，抗拉S t =1.80(考虑浮力)，抗内压S i =1.10。 上覆岩层压力的当量密度ρ o =2.3g/cm3，按直井(井斜角小)和单向应力来设计，解： 根据题目要求，本定向井按照直井(井斜角小)和单向应力来设计，根据题目要求外挤 载荷要求按上覆岩层压力的当量密度ρ o =2.3g/cm3来计算 第一段套管设计： 1.计算第一段套管应具有的抗挤强度（即第一段套管底端的抗挤强度） 1）按抗挤强度设计第一段套管，因为套管底端的外挤压力最大，所以以套管底端的外挤压力作为第一段套管应具有的抗挤强度，按全掏空计算井底外挤压力， P b =0.00981*ρ o *H=0.00981*2.3*3574=80.64Mpa 2）第一段套管应具有的抗挤强度应为 P c1= P b *S c =80.64*1.125=90.72Mpa 2.根据第一段套管应具有的抗挤强度，查套管性能表选用P-110，壁厚10.54mm套管， 其抗挤强度为P c’=100.25 Mpa，抗拉强度为T t1 =2860.2KN，重量W 1 =0.3357KN/m 第二段套管设计： 1. 第一段套管的顶截面位置取决于第二段套管的可下深度，第二段套管选用抗挤强度比第一段套管低一级的套管，查套管性能表可选P-110，壁厚9.17mm套管，其抗 挤强度为P c’’=76.532 MPa，抗拉强度T t2 =2437.6KN，重量为W2=0.2919KN/m 2. 按抗挤强度计算第二段套管的可下深度： H 2= P c’’ /(0.00981*ρ o * S c )=76.532/(0.00981*2.3*1.125)=3023m 3.实际套管因为是10m一根，因此要对可下深度取整，再加上数据误差的安全考虑， 实际第二段套管的深度为H 2=3000m，则第一段套管的段长为L 1 =3574-3000=574m 4.校核第一段套管的安全系数：
油管、套管等规格对照表
API油管规格及尺寸 公称尺寸（in）不加厚外径 （mm） 不加厚内径 （mm） 加厚外径 （mm） 加厚内径 （mm） 不加厚接箍 外径（mm） 加厚接箍 外径（mm） 1 1/ 2 48.3 40.3 53.2 40.3 55 63.5 2 3/ 8 60.3 50.3 65.9 50.3 73 78 2 7/ 8 73.0 62.0 78.6 62.0 89.5 93 3 1/ 2 88.9 75.9 95.25 75.9 107 114.5 4 101.6 88.6 107.95 88.6 121 127 4 1/ 2 114.3 100.3 120.65 100.3 132.5 141.5 －1－
石油油管螺纹代号对照表 平式油管螺纹外加厚油管螺纹 GB9253.3 YB239-63 GB9253.3 YB239-63 1.900TBG 1 1/ 2 " 平式扣 1.900UPTBG 1 1/ 2 " 外加厚扣 2 3/ 8 TBG 2" 平式扣 2 3/ 8 UPTBG 2" 外加厚扣 2 7/ 8 TBG 2 1/ 2 " 平式扣 2 7/ 8 UPTBG 2 1/ 2 " 外加厚扣 3 1/ 2 TBG 3" 平式扣 3 1/ 2 UPTBG 3" 外加厚扣 4 TBG 3 1/ 2" 平式扣4UPTBG 3 1/ 2 " 外加厚扣 4 1/ 2 TBG 4" 平式扣 4 1/ 2 UPTBG 4" 外加厚扣 －2－
套管规格及尺寸 外径mm（in）接箍外径 （mm） 内径 （mm） 通径 （mm） 外径 mm（in） 接箍外径 （mm） 内径 （mm） 通径 （mm） 114.3 （4 1/ 2） 127.0 103.9 100.7 177.8 （7） 194.5 166.1 162.9 102.9 99.7 164.0 160.8 101.6 98.4 161.7 158.5 99.6 96.4 159.4 156.2 127 （5）141.3 115.8 112.6 193.7 （7 5/ 8 ） 215.9 178.5 175.3 114.1 111.0 177.0 173.8 112.0 108.8 174.6 171.5 108.6 105.4 171.8 168.7 139.7 （5 1/ 2） 153.7 127.3 124.1 219.1 （8 5/ 8 ） 244.5 205.7 202.5 125.7 122.6 203.7 200.5 124.3 121.1 201.2 198.0 121.4 118.2 198.8 195.6 －3－
一口井设计
一 井身结构设计 设计井深为2235米，地层压力梯度和地层破裂压力梯度随井深变化可通过邻井资料获得。 已知条件有如下： 抽吸压力允许值的当量密度 S b 0.036g/cm 3 地层压裂安全增值 S f 0.03g/cm 3 压井时井内压力增高值 S k 0.06g/cm 3 由已知资料可获得最大地层压力梯度1.05g/cm 3位于2235米处。 1.1 确定中间套管的下入深度Hn 已知在井底时H pmax =2235m, ρpmax =1.05g/cm 3,由下式 ρfn =ρ pmax+ S b+ S f+ max Pp Hni × S k , 当H ni =500m 时，ρfn =1.38<1.6； 当H ni =250m 时，ρfn =1.65>1.6； 当H ni =280m 时，ρfn =1.58，此时与此层的地层破裂压力梯度值1.6g/cm 3微小符合工程需要，故可以确定280m 处为中间套管下入深度。 1.2校核初选点深度是否会发生压差卡钻 利用下式： △ p=9.81H mm ×(ρpmax + S b -ρ pmin )×10-3,式中 ρpmax ---钻至深度H n 时采用的钻井液密度，g/cm 3 ρ pmin ---H n 以上裸眼井段最小地层压力梯度当量密度，g/cm 3 H mm ---最深正常地层压力或最小地层压力深度，m 代入资料中的数据，即：
△p=0.00981×183×(0.93+0.036-0.9)=0.118<<12(MPa) 所以在280m处不可能发生压差卡钻的现象，可以正常钻进。 1.3油层套管直径为139.7mm，查《石油工程设计》图1-1得到如下数据：油管表层套管井眼尺寸的配合（单位：mm）： 139.7→200→244.5→311.1 1.4井身设计结果 表1 井身设计结果
套管强度设计例题
设计举例： 例题：某井177.8 mm(7 英寸)油层套管下至3500 m ，下套管时的钻井液密度为1.303 /cm g ，水泥返至2800 m ，预计井内最大内压力 35 MPa ，试设计该套管柱 （规定最小段长500 m ）。规定的安全系数：Sc=1.0，Si = 1.1，St =1.8 解：（1）计算最大内压力，筛选符合抗内压要求的套管 抗内压强度设计条件为： 筛选套管： C-75，L-80，N-80，C-90，C-95，P-110 按成本排序： N-80 < C-75 < L-80 < C-90< C-95< P-110 （2）按抗挤设计下部套管段，水泥面以上双向应力校核 1）计算最大外挤力， 选择第一段套管 Pa D p m oc 5.4463535003.181.981.9max =??==ρ 1oc c c p S p ?≤ 5.446350.15.4463548401=?≥ 安全 2）选择第二段套管 选低一级套管，第一段抗拉强度校核 22oc c c p S p ?≤ 229.81m c c D S p ρ?≤ 2237301 29259.819.81 1.3 1.0 c m c p D m S ρ≤ ==?? 第二段套管可下深度D 2，第一段套管长度L 1 取D 2=2900m (留有余量) m D D L 60029003500211=-=-= 双向应力强度校核，最终确定D 2和L 1 D 2 =2900 m ＞2800 m ，超过水泥面，考虑双向应力
危险截面：水泥面2800m 处 浮力系数：834.085 .73.111=-=-=s m f K ρρ 轴向拉力： ()()水泥面11222800 0.8340.42346000.379529002800243.2m B F K q L q D kN ??=+-?? ??=??+?-=?? 存在轴向拉力时的最大限度允许抗外挤强度： 水泥面 22 2243.21.030.7437301 1.030.74354922686.7m ca c s F p p kPa F ?? ??=-=?-= ? ? ??? ?? 2280035492 0.9919.81 1.32800 ca C oc p S p '= == 1.0 安全 水泥胶结面处 套管2： 危险截面 2700 m 处，Sc = 1.02 > 1.0 安全 两段套管交接处 试取D 2 = 2700 m ，L 1 = 800m 计算套管抗拉安全系数：112655.6 7.84 1.80.4234800 sll t a F S F '= ==>? 安全 最终结果：D 2 = 2700 m ，L 1 = 800m 3）选择第三段套管； 轴向拉力：() 211223 m B F K q L q D D ??=+-?? 存在轴向拉力时的最大限度允许抗外挤强度： 2333 23 3 1.030.74 1.09.81m c s ca c ccD m F p F p S p D ρ? ? - ?? ? '= =≥ 试算法，取 D3 =1700 m , 计算得 Sc= 1.03 计算第二段顶部的抗拉安全系数 () ()211223 0.42348000.379427001700718a F q L q D D kN =+-=?+?-=
一口井套管柱设计大作业
完井工程大作业二 一口井套管柱设计 姓名： 学号： 班级：
完井工程大作业二：一口井套管柱设计 1基本数据 1)井号：广斜-1井；2)井别：开发井；3)井型：定向井 3井身结构如图所示 4套管柱设计有关数据和要求 表层套管：下深150m，外径Φ339.7mm，一开钻井液密度1.1g/cm3，防喷器额定压力21Mpa,安全系数:抗挤S c=1.0，抗拉S t=1.6，抗内压S i=1.0。要求表层套管的抗内压强度接近防喷器的额定压力，套管钢级用J-55，套管性能见下表。 油层套管：下深3574m，外径Φ139.7mm，二开最大钻井液密度1.32g/cm3，安全系数:抗挤S c=1.125，抗拉S t=1.80(考虑浮力)，抗内压S i=1.10。由于地层主要为盐岩、泥岩，易塑性流动和膨胀，外挤载荷要求按上覆岩层压力的当量密度 2.3g/cm3来计算，按直井(井斜角小)和单向应力来设计，套管钢级选N-80、P-110。 要求要有明确的步骤和四步计算过程(已知条件、计算公式、数据带入、计算结
一、表层套管设计 已知条件：下深D=150m ，外径Φ339.7mm ，一开钻井液密度ρm 表=1.1g/cm 3，防喷器额定压力21Mpa,安全系数:抗挤S c =1.0，抗拉S t =1.6，抗内压S i =1.0。要求表层套管的抗内压强度接近防喷器的额定压力，套管钢级用J-55。 1、抗内压设计 1）确定井口内压力 设计要求表层套管的抗内压强度接近防喷器的额定压力，则表层套管在井口的内压力为P i =21MPa ，设计内压载荷为P i S i =21×1.0=21MPa 2）依据井口内压力选套管钢级及壁厚 表层套管的抗内压强度应接近设计内压载荷21MPa ，套管钢级用J-55。 根据抗内压强套管度，由套管性能表，可选J-55，壁厚10.92mm 的套管，其名义重力q=890.2N/m ，抗内压强度[P i ]=21.305MPa ，抗外挤强度[P c ]=10.618MPa ，抗拉强度[T b ]=2646.7KN 。 3）校核井口危险截面的实际抗内压安全系数 S i =[P i ]/P i =21.305/21=1.015>1.0（安全） 2、抗挤校核 1）计算表层套管底部的外挤压力 P c =0.00981ρm 表D=0.00981×1.1×150=1.619MPa 2）校核表层套管底部的实际抗挤安全系数 S c =[P c ]/P c =10.618/1.619=6.558>1.0（安全） 3、抗拉校核 1）计算一开的浮力系数 已知套管钢材密度ρS =7.8g/cm3 则浮力系数K B =1-ρm 表/ρS =1-1.1/7.8=0.859 2）计算表层套管口的段重 T b =qDK B =0.8902×150×0.86=114.702KN 3）校核表层套管口的实际抗拉安全系数 S t =[T b ]/T b =2646.7/114.702=23.075>1.6（安全） 二、油层套管设计 已知条件：下深D 1=3574m ，外径Φ139.7mm ，二开最大钻井液密度ρm 油=1.32g/cm 3，安全系数:抗挤S c =1.125，抗拉S t =1.80(考虑浮力)，抗内压S i =1.10。由于地层主要为盐岩、泥岩，易塑性流动和膨胀，外挤载荷要求按上覆岩层压力的当量密度 ρO =2.3g/cm 3来计算，按直井(井斜角小)和单向应力来设计，套管钢级选N-80、P-110。 1、计算二开的浮力系数 K B =1-ρm 油/ρS =1-1.32/7.8=0.831 2、按抗挤强度选第一段套管 1）计算套管底部的最大外挤载荷 P c1=0.00981ρO D 1=0.00981×2.3×3574=80.640MPa 2）选第一段套管钢级及壁厚 依据套管底部的最大外挤载荷，由套管性能表，可选P-110，壁厚10.54mm 的套管，其名义重力q 1=335.7N/m ，抗内压强度[P i1]=90.735MPa ，抗外挤强度[P c1]=100.250MPa ，抗拉强度[T b1]=2860.2KN 3）校核套管底部的实际抗挤安全系数 S c1=[P c1]/P c1=100.250/80.640=1.243>1.125（安全）
石油套管规格表资料讲解
石油套管规格表
1.用途
套管应带螺纹和接箍供货，或按下述任一管端形式供货： 平端、圆螺纹不带接箍或带接箍，偏梯形螺纹带接箍或不带接箍，直连型螺纹、特殊端部加工、密封圈结构。 编辑本段石油专用管用途和类别 石油专用管主要用于油、气井的钻探及油、气的输送。它包括石油钻管、石油套管、抽油管。石油钻管主要用于连接钻铤和钻头并传递钻井动力。石油套管主要用于钻井过程中和完井后对井壁的支撑，以保证钻井过程的进行和完井后整个油井的正常运行。抽油管主要将油井底部的油、气输送到地面。 石油套管是维持油井运行的生命线。由于地质条件不同，井下受力状态复杂，拉、压、弯、扭应力综合作用作用于管体，这对套管本身的质量提出了较高的要求。一旦套管本身由于某种原因而损坏，可能导致整口井的减产，甚至报废。 按钢材本身的强度套管可分为不同钢级，即J55、K55、N80、L80、C90、T95、P110、Q125、V150等。井况、井深不同，采用的钢级也不同。在腐蚀环境下还要求套管本身具有抗腐蚀性能。在地质条件复杂的地方还要求套管具有抗挤毁性能。 编辑本段石油套管强韧化热处理工艺 27MnCrV是生产TP110T钢级石油管套的新型钢种，常规生产TP110T钢级石油管套钢种是29CrMo44和26CrMo4。相对于后两者，27MnCrV含有较少的Mo元素，可以极大地降低生产成本。然而采用正常的奥氏体化淬火处理工艺生产 27MnCrV后存在明显的高温回火脆性，造成冲击韧性偏低且不稳定。 解决此类问题通常采用两种方法处理：一是采用回火后快速冷却的方法避免高温脆性，获取韧性。、二是亚温淬火法通过钢种的不完全奥氏体化以有效地改善有害元素及杂质，提高韧性。第一种方法，对热处理设备要求相对严格，需要添加额外成本。 27MnCrV钢的AC1=736℃，AC3=810℃，亚温淬火时加热温度在740-810℃之间选取。亚温淬火选取加热温度780℃，淬火加热的保温时间15min；淬火后回火选取温度630℃，回火加热保温时间50min。由于亚温淬火在α+γ两相区加 热，在保留部分未溶解铁素体状态下进行淬火，在保持较高强度的同时，韧性得到提高。 同时低温淬火较常规温度低，减小了淬火的应力，从而减小了淬火的变形，这样保证了热处理的生产的顺利操作，而且为后续的车丝加工等提供了很好的原料。 目前该工艺在天津钢管的管加工厂已得以应用，质保数据表明，热处理后的钢管屈服强度Rt0.6在820-860MPa，抗拉强度Rm在910-940MPa，冲击韧性Akv在65-85J间，抗毁性能100%合格。数据表明，27MnCrV钢管已是相当优质的高钢级石油套管，另一方面也表明了亚温淬火工艺是钢制品生产中避免高温脆性时的一种极好方法。 石油套管是一种大口径管材，起到固定石油和天然气油井壁或井孔的作用。套管是插入井孔里，用水泥固定，以防止井眼隔开岩层和井眼坍塌、并保证钻探泥浆循环流动，以便于钻探开采。在石油开采过程中使用的不同类型的套管：表 层石油套管 - 保护钻井，使其避免受浅水层及浅气层污染， - 支撑井口设备并保持套管的其他层重量。技术石油套管 - 分隔不同层面的压力，以便钻液额度正常流通并保护生产套管。 - 以便在钻井内安装反爆裂装置、防漏装置及尾管。油 层石油套管 - 将石油和天然气从地表下的储藏层里导出。 - 用于保护钻井，将钻探泥浆分层。石油套管生产时，外径通常为114.3毫米到508毫米。 编辑本段石油套管规格表
油管、套管规格尺寸对照表
A P I油管规格及尺寸 公称尺寸（in）不加厚外径 （mm） 不加厚内径 （mm） 加厚外径 （mm） 加厚内径 （mm） 不加厚接箍 外径（mm） 加厚接箍 外径（mm） 1 1/ 2 48.3 40.3 53.2 40.3 55 63.5 2 3/ 8 60.3 50.3 65.9 50.3 73 78 2 7/ 8 73.0 62.0 78.6 62.0 89.5 93 3 1/ 2 88.9 75.9 95.25 75.9 107 114.5 4 101.6 88.6 107.95 88.6 121 127 4 1/ 2 114.3 100.3 120.65 100.3 132.5 141.5 －1－
石油油管螺纹代号对照表 平式油管螺纹外加厚油管螺纹 GB9253.3 YB239-63 GB9253.3 YB239-63 1.900TBG 1 1/ 2 " 平式扣 1.900UPTBG 1 1/ 2 " 外加厚扣 2 3/ 8 TBG 2" 平式扣 2 3/ 8 UPTBG 2" 外加厚扣 2 7/ 8 TBG 2 1/ 2 " 平式扣 2 7/ 8 UPTBG 2 1/ 2 " 外加厚扣 3 1/ 2 TBG 3" 平式扣 3 1/ 2 UPTBG 3" 外加厚扣 4 TBG 3 1/ 2" 平式扣4UPTBG 3 1/ 2 " 外加厚扣 4 1/ 2 TBG 4" 平式扣 4 1/ 2 UPTBG 4" 外加厚扣 －2－
套管规格及尺寸 外径mm（in）接箍外径 （mm） 内径 （mm） 通径 （mm） 外径 mm（in） 接箍外径 （mm） 内径 （mm） 通径 （mm） 114.3 （4 1/ 2） 127.0 103.9 100.7 177.8 （7） 194.5 166.1 162.9 102.9 99.7 164.0 160.8 101.6 98.4 161.7 158.5 99.6 96.4 159.4 156.2 127 （5）141.3 115.8 112.6 193.7 （7 5/ 8 ） 215.9 178.5 175.3 114.1 111.0 177.0 173.8 112.0 108.8 174.6 171.5 108.6 105.4 171.8 168.7 139.7 （5 1/ 2） 153.7 127.3 124.1 219.1 （8 5/ 8 ） 244.5 205.7 202.5 125.7 122.6 203.7 200.5 124.3 121.1 201.2 198.0 121.4 118.2 198.8 195.6 －3－
井身结构设计规范标准
井身结构设计标准 1 设计依据 1.1钻井地质设计 1.1.1地层孔隙压力、地层破裂压力及坍塌压力剖面 1.1.2地层岩性剖面 1.1.3完井方式和油层套管尺寸要求 1.2相邻区块参考井、同区块邻井实钻资料 1.3钻井装备及工艺技术水平 1.4井位附近河流河床底部深度、饮用水水源的地下水底部深度、附近水源分布情况、地下矿产采掘开采层深度、开发调整井的注水层位深度。 1.5钻井技术规范 2设计参数及取值范围 2.1根据当地统计数据分析确定 2.2取值范围 2.2.1抽汲压力当量密度b S 和激动压力g S 一般取3(0.0150.040)/g cm : 2.2.2地层破裂压力当量密度安全允许值f S 一般取30.03/g cm 2.2.3溢流允许值k S 根据井控技术水平确定，一般取3(0.050.10)/g cm : 2.2.4正常压力地层压差卡钻临界值n p ?，一般取(1215)MPa :，异常压力地层压差卡钻临界值(1520)MPa : 3设计约束条件 3.1钻井液密度 钻井液密度即最小液柱压力当量密度大于或等于裸眼井段的最大地层孔隙压力当量密度，见公式（1）。 max m p ρρρ≥+? （1） 式中： m ρ——钻井液密度，3/g cm ； max p ρ——裸眼井段最大的地层孔隙压力当量密度，3 /g cm ；
ρ?——钻井液密度附加值，3/g cm 。 考虑地层坍塌压力对井壁稳定的影响，确定裸眼井段的最大钻井液密度，见式（2）。 (){ }max max max max ,m p c ρρρρ=+? （2） 式中： max m ρ——裸眼井段最大钻井液密度，3/g cm ； max p ρ——裸眼井段最大的地层孔隙压力当量密度，3 /g cm ； ρ?——钻井液密度附加值，3/g cm ； max c ρ——裸眼井段最大地层坍塌压力当量密度，3/g cm 。 3.2最大井内压力当量密度 3.2.1正常作业时最大井内压力当量密度见式（3）。 max max bn m g S ρρ=+ （3） 式中： max bn ρ——正常作业时最大井内压力当量密度，3/g cm ； max m ρ——裸眼井段最大钻井液密度，3/g cm ； g S ——激动压力当量密度，3/g cm 。 3.2.2发生溢流关井时的最大井内压力当量密度见式（4）。 max max m ba m k x D S D ρρ=+ ? （4） 式中： max ba ρ——发生溢流关井时的最大井内压力当量密度，3/g cm ； max m ρ——裸眼井段最大钻井液密度，3 /g cm ； m D ——裸眼井段最大地层孔隙压力当量密度对应的顶部井深，m ； x D ——裸眼井段最浅井深，m ； k S ——溢流允许值，3/g cm 。
塔里木非常规井身结构及套管程序设计
塔里木油田非常规井身结构及套管程序 二〇〇六年十月
1.塔里木现行井身结构及其缺陷 1.1.塔里木现行井身结构 塔里木油田目前主要采用的井眼套管程序为： 20"×13 3/8"×9 5/8"×7"×5" 这套井身结构在塔里木油田应用17年，能够满足台盆区的钻井生产需要。这套结构具有套管规格标准、供货渠道通畅、工具及井口配备成熟、使用方便等优点。 1.2.塔里木现行井身结构存在的缺陷 总体来说，塔里木现行井身结构存在以下一些缺陷： (1)不利于应对复杂地层深井、超深井地质变化引发的复杂钻井工程 问题； (1)8 1/2"（井眼）×7"（套管）、6"（5 7/8"）（井眼）×5"（套管） 环空间隙窄，固井质量差； (1)套管强度偏低。 1.2.1.两层、三层井身结构存在的缺陷 目前哈得地区普遍采用两层井身结构，这里以任选的哈得19井为例，图给出了该井的井身结构设计图。 三层井身结构主要在塔中地区采用，这里以任选的塔中82井为例，图给出了该井的井身结构设计图。
图哈得19井设计井身结构
图塔中82井井身结构设计图
上面给出的这种两层和三层的井身结构存在的一个突出问题是：8 1/2"裸眼井段长，一般4000米左右，最长达5200米，经常发生电测、阻卡、下套管井漏、开泵不通、开泵不返、固井质量差等问题， 2004年到现在此类事故复杂25起，损失时间166天，具体统计情况见表。 表 2004年到现在塔里木探井φ8 1/2"井眼钻井复杂问题统计
1.2.2.四层井身结构存在的缺陷 目前采用的4层套管程序为：13 3/8"×9 5/8"×7"×5" 英买力地区的井普遍采用这种井身结构。这里以任选的英买36井为例，图给出了该井的井身结构设计图。 这种井身结构存在的问题是：9 7/8"套管封盐层，强度不够，若采用10 3/4"套管环空间隙小，下套管风险大。 1.2.3.五层井身结构存在的缺陷 目前采用的5层套管程序为：20"×13 3/8"×9 5/8"×7"×5" 这种井身结构普遍用于山前预探井和评价井，如却勒6井、博孜1井，这里给出却勒6井的井身结构设计图，见图。
石油套管规格表
1.用途 用于石油井钻探。 2.种类 按SY/T6194-96“石油套管”分短套管及其接箍和长螺纹套管及其接箍两种。 4.化学成分检验 (1)按SY/T6194-96规定。套管及其接箍采用同一。含硫量＜%，含磷量＜%。 (2)按GB222-84的规定取化学分析样。按GB223中有关部分的规定进行化学分析。 (3)ARISPEC5CT1988第1版规定。化学分析按ASTME59最新版本制样，按ASTME350最新版本进行化学分析。 5.物理性能检验 (1)按SY/T6194-96规定。作(GB246-97)(GB228-87)及。 (2)按美国石油学会APISPEC5CT1988年第1版规定作静水压试验、压扁试验、硫化物应力腐蚀开裂试验、(ASTME18或E10最新版本规定进行)、、横向冲击试验(ASTMA370、ASTME23和有关标准最新版本规定进行)、晶粒度测定(ASTME112最新版本或其他方法)。 6.主要进出口情况 (1)石油套管主要进口国家有：德国、、罗马尼亚、、意大利、、奥地利、、美国，、新加坡也有进口。进口标准多参照美国石油学会标准API5A，5AX，5AC。钢级是H-40，J-55，N-80，P-110，C-75，C-95等。规格主要为，，，，等。 (2)规定长度有三种：即R-1为～，R-2为～，R-3为至更长。 (3)部分进口货物标有LTC字样，即长丝扣套管。 (4)从日本进口套管除采用API标准外，还有少部分执行日本厂方标准(如新日铁、住友、川崎等)，钢号是NC-55E，NC-80E，NC-L80，NC-80HE等。 (5)在索赔案例中，出现过黑扣、丝扣损伤，管体折叠，断扣和螺纹紧密距超差，接箍J值超差等缺陷及套管脆裂、低等内在品质问题。 7.包装 按SY/T6194-96规定，国产套管应以或钢带捆扎。每根套管及接箍螺纹的露出部分均应拧上保护环以保护螺纹。 8.其他 按美国石油学会标准APISPEC5CT1988年第1版，套管钢级分H-40、J-55、K-55、N-80、C-75、L-80、C-90、C-95、P-110、Q-125共10种。 套管应带螺纹和接箍供货，或按下述任一管端形式供货：
API 5CT石油套管知识
API 5CT石油套管 Home--Parameter 化学成分： 外径、薄厚、重量偏差
长度范围 描述：油管 标准：API SPEC 5CT、API SPEC 5B、ISO 11960 用途：油管用于油井中抽取石油或天然气。 油管规格：
注：P--平头；N--不加厚；U--外加厚；T&C--车螺纹带接箍；I--整体接头。 描述：石油套管 标准：API SPEC 5CT、API SPEC 5B、ISO 11960 套管规格：
注：P--平端；S--短圆螺纹；L--长圆螺纹；B--偏梯形螺纹 接箍 Coupling： 1、标准接箍 Stabdard Coupling
2、特殊间歇接箍 Special Space Coupling 3、特殊倒角接箍 Special Bevellde Coupling 4、改进型带密封环接箍 API Improved Seal-Ring Coupling(SR13) 5、组合接箍或异径接箍 Combination Coupling or Special Diameter Coupling 短节或连接管 Pup Joint or Connector： 包括所有油套管规格、螺纹或其他组合 All Size,thread or their combination of tubing and casing are supplied. 尺寸偏差 Dimensions and Tolerances： 外径、壁厚、重量允许偏差 Outside Diameter,Wall Thickness and Weight Tolerances: 螺纹参数允许偏差 Thread Parameter Tolerances：
一口油井设计毕业
克拉玛依职业技术学院毕业设计论文（一口井的设计） 系部：石油工程系 专业：钻井工程 姓名：王星 学号： 08050059 设计题目：一口井的设计 起讫日期： 2013年3月1日—2013年5月31日设计地点：克拉玛依职业技术学院 指导老师：刘鹏
摘要 一口井的设计包括井身结构的设计，套管柱的设计，钻杆柱的设计。井身结构的设计又是整个钻井设计的基础，也是保证一口井能顺利钻进的前提。合理的井身结构可以保证一口井能顺利钻达预定的井深，能够保证钻进过程的安全，能够防止钻进中的产层污染，并能花费最少的费用。 套管柱设计既要考虑到套管柱的受力分析又要考虑到套管的强度，套管柱的受力分析是套管柱强度设计的基础，在设计套管柱是应当根据套管的最危险情况来考虑套管的基本载荷。套管柱的强度设计又是根据套管所受的外载，根据套管的强度建立一个安全的平衡关系： 套管强度≥外载×安全系数 合理的钻杆柱设计是确保优质、快速、安全钻井的重要条件。尤其是对深井钻井，钻柱在井下的工作条件十分复杂与恶劣，钻杆柱设计在整个过程中就显得更加重要。 【关键词】：井身结构;钻具;钻机;套管;固井
第一章 第一节井身结构设计 井身结构主要包括套管层次和每层套管的下深，各层套管外水泥返高，以及套管和井眼尺寸的配合。 依据：地层压力和地层破裂压力剖面套管的分类各类型作用 1、表层套管 主要用途： （1）封隔地表浅水层及浅部疏松和复杂地层； （2）安装井口、悬挂和支撑后续各层套管。 下深位置： 根据钻井的目的层深度和地表状况而定，一般为上百米甚至上千米。 2、生产套管（油层套管）
主要用途：用以保护生产层，提供油气生产通道。 下深位置：由目的层位置及完井方式而定。 3、中间套管（技术套管） 在表层套管和生产套管之间由于技术要求下入的套管，可以是一层、两层或更多层。 主要用来封隔不同地层压力层系或易漏、易塌、易卡等井下复杂地层。 4、尾管（衬管） 是在已下入一层技术套管后采用，即在裸眼井段下套管、注水泥，而套管柱不延伸到井口。 主要用途：减轻下套管时钻机的负荷和固井后套管头负荷；节省套管和水泥。 一般深井和超深井。 二、井身结构设计的原则 1、有效地保护油气层； 2、有效避免漏、喷、塌、卡等井下复杂事故的发生，保证安全、快速钻进； 3、钻下部地层采用重钻井液时产生的井内压力，不致压裂上层套管鞋处最薄弱的裸露地层； 4、下套管过程中，井内钻井液液柱压力和地层压力间的压差不致于压差卡套管； 5、当实际地层压力超过预测值而发生井涌时，在一定压力范围内，具有压井处理溢流的能力。 三、井身结构设计的基础数据 地层岩性剖面、地层孔隙压力剖面、地层破裂压力剖面、地层坍塌压力剖面。 6个设计系数： 抽吸压力系数Sb； 0.024 ～0.048 g/cm3 激动压力系数Sg； 0.024 ～0.048 g/cm3 压裂安全系数Sf； 0.03 ～0.06 g/cm3 井涌允量Sk；： 0.05 ～0.08 g/cm3 压差允值D p； D P N: 15～18 MPa ，D P A：21～23 MPa
API石油套管重量规格表
API石油套管重量规格表
API SPEC 5CT石油管规格表 石油管 标准： API SPEC 5CT、API SPEC 5B、ISO 11960 用途： 油管用于油井中抽取石油或天然气。 油管规格： 尺寸代号 重量代码外径壁厚 端部加工形式 钢级 不加厚 外加 厚 in mm in mm J55L80-1N80C90T95P110 1.900" 2.40- 1.90048.260.125 3.18PI----- 2.75 2.90 1.90048.260.145 3.68PNUI PNUI PNUI PNUI PNUI- 3.65- 1.90048.260.200 5.08PU PU PU PU PU PU 2 3/8" 4.00- 2.37560.320.167 4.24PN PN PN PN PN- 4.00 4.70 2.37560.320.190 4.83PNU PNU PNU PNU PNU- 5.80 5.95 2.37560.320.254 6.45-PNU PNU PNU PNU PNU 6.60- 2.37560.320.259 7.49-P-P P PNU 7.357.45 2.37560.320.3368.53-PU-PU PU- 2 7/8" 6.40 6.50 2.87573.020.217 5.51PNU PNU PNU PNU PNU- 7.807.90 2.87573.020.2767.01-PNU PNU PNU PNU PNU 8.608.70 2.87573.020.3087.82-PNU PNU PNU PNU PNU 9.359.45 2.87573.020.3408.64-PU-PU PU PNU 10.50- 2.87573.020.3929.96-P-P P- 11.50- 2.87573.020.44011.18-P-P P- 3 1/2" 7.70- 3.50088.900.216 5.49PN PN PN PN PN- 9.209.30 3.50088.900.254 6.54PNU PNU PNU PNU PNU- 10.20- 3.50088.900.2897.34PN PN PN PN PN PNU 12.7012.953.50088.900.3759.52-PNU PNU PNU PNU- 14.30- 3.50088.900.43010.92-P-P P PNU 15.50- 3.50088.900.47612.00-P-P P-17.00- 3.50088.900.53013.46-P-P P- 4" 9.50- 4.000101.600.226 5.74PN PN PN PN PN- 10.7011.004.000101.600.262 6.65PU PU PU PU PU- 4 1/2" 12.6012.754.500114.300.271 6.88PNU PNU PNU PNU PNU-15.20- 4.500114.300.3378.56-P-P P-17.00- 4.500114.300.3809.65-P-P P-