钻柱和井身结构的设计及应用
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套管尺寸与井眼尺寸选择
1. 设计中考虑的因素
生产套管尺寸应满足采油方面要求。根据生产层的产能、油管大小、增产措施及 井下作业等要求来确定。 对于探井，要考虑原设计井深是否要加深，地质上的变化会使原来的预告难于准 确，是否要求井眼尺寸上留有余量以便增下中间套管，以及对岩心尺寸要求等。 要考虑到工艺水平，如井眼情况、曲率大小、井斜角以及地质复杂情况带来的问 题。并应考虑管材、钻头库存规格等的限制。
超拉余量法 安全系数法
考虑卡瓦挤毁钻杆的设计系数法
7
7
钻杆柱的设计与计算
抗挤强度：钻杆测试或被迫用钻杆完井，当钻杆内被掏空，而管外 是钻井液柱，或钻杆内有密度较低的地层流体，管内外的压差必然 对钻杆造成一个外挤力。为防止钻杆管体被挤扁，钻杆柱受最大挤 压力处的挤压力应小于该处钻杆的最小抗挤压力，确定允许外挤压 力应除以适当的安全系数：
10
10
临界转速的限制
引起钻柱振动的临界转速是造成钻杆弯曲、过度磨损、迅 速损坏和疲劳失效的原因。 临界转速随钻柱和钻铤的长度、规格以及井眼尺寸不同而 变化。 现场试验证明：在临界状态下维持一个恒定的转速转动需 要过大的动力，指重表会有显示。这种情况再加上地面观 察到的振动（跳钻）现象便能提醒钻井人员：钻柱转速处 于临界范围之内。
钻铤长度的确定
5
5
钻杆柱的设计与计算
抗拉强度：按静态拉伸载荷进行的钻柱抗拉强度设计的目的是要 求最上部的钻杆有足够的强度来承受全部钻柱（包括钻杆、钻铤 、稳定器、钻头等）在钻井液中的重量。该载荷可按下面的公式 计算（钻头、稳定器的重量计入钻铤重量）。
6
6
钻杆柱的设计与计算
抗拉强度设计应同时用三种方法进行抗 拉强度计算：
20
20
主要内容
钻柱设计 海洋常用钻具组合 井身结构设计 海洋常用井身结构
21
21
井身结构设计
定义
套管层次、套管下入深度以及井眼尺寸（钻头 尺寸）与套管尺寸的配合。
目的
保证安全、优质、快速和经济的钻至目的层。
内容
① 下入套管层数； ② 各层套管的下入深度； ③ 选择合适的套管尺寸与钻头尺寸组合。
钻柱和井身结构的 设计及应用
徐荣强
中海石油基地集团监督监理技术公司
2006年12月5日
主要内容 钻柱设计及强度校核 海洋常用钻具组合 井身结构设计及强度校核 海洋常用井身结构
2
2
钻柱组成
钻杆：普通钻杆和加 重钻杆； 钻铤、稳定器、随钻 震击器、减震器、扩 眼器等； 马达、 MWD、LWD 等。
3
8-1/2"
一开造斜钻进
二开钻进
钻馆陶底砾岩
12-1/4"
水平井钻进 通 井
常规定向井井 三开钻进 水平井段钻进ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ通 井
8-1/2"PDC+6-3/4" 旋转导向工具+6-3/4"LWD+6-3/4"MWD+6-1/2"NMDC+ 6-1/2"F/V+6-1/2"(F/J+JAR)+5"HWDP14 8-1/2"BIT+STB+6-1/2"DC1+STB+6-1/2"DC2+6-1/2"F/V+6-1/2"(F/J+JAR)+5"HWDP14
26
套管尺寸与井眼尺寸选择
81/2
27
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隔水导管
套管柱种类
常用尺寸为30"、24"和20"，入泥深度一般为30～100米。 其作用是隔离海水，建立循环通道、抵抗海流冲击、安装井口头并支撑防喷器组和井口头 以下导管承受表层以下各层套管柱的重量。
22
22
井身结构设计的主要原则
能有效的保护油气层，使不同压力梯 度的油气层不受钻井液损害。 能避免漏、喷、卡等复杂情况发生， 为全井顺利钻进创造条件，缩短钻井 周期。 钻下部高压地层时所用的较高密度钻 井液产生的液柱压力，不致压漏上一 层套管鞋处薄弱的裸漏地层。 下套管过程中，井内钻井液液柱压力 与地层压力之差，不致产生卡套管事 故。 满足采油气工艺和增产措施的要求。
8
8
钻杆柱的设计与计算
抗内压强度：钻杆也会偶然地承受净内压力。钻杆屈服所需的抗内压
力理论值，用一个适当的安全系数去除它，就得到许用净内压力。
抗扭强度
目前钻柱强度校核多用软件计算： Landmark及其它工程计算软件。
9
9
钻柱操作极限的问题
对浮式钻井船的有关限制
产生钻柱疲劳破坏的原因：（1）转盘中心不能始终 准确地对准水下井口的中心；（2）井架不能始终 保持垂直而跟随着浮式钻井平台左右摇摆和前后颠 簸。 降低钻柱疲劳破坏的推荐作法 ：根据Hansford和 Lubinski合著的论文，《钻井船纵摇或横摇对方钻 杆和钻杆疲劳的影响》推荐采用下述作法把由于浮 式钻井船的纵摇和／或横摇造成的弯曲和第一节钻 杆的疲劳减小到最低限度。
通 井
五开钻进 19
19
常用开发井钻具组合
钻头尺寸 钻 具 组 合 功 能
17-1/2"PDC+9"F/V+9"NMDC1+9"DC1+17-1/2"STB+8"DC1+8"(F/J+JAR) +X/O+5"HWDP
17-1/2" 一开钻进
17-1/2"PDC+9-5/8"PDM(1.50°)+16-3/4"STB+8"NMDC+MWD+8"NMDC+8"F/V +8"(F/J+JAR)+X/O+5"HWDP 12-1/4"PDC+9-5/8"PDM(1.5°)+ （10-1/2"～12"）STB+8"NMDC+MWD+8"S.NMDC +8"F/V+8"(F/J+JAR)+X/O+5"HWDP14 12-1/4"Cone BIT+9-5/8"PDM(1.15°)+ （10-1/2"～12"）STB+8"NMDC +MWD+8"S.NMDC+8"F/V+8"(F/J+JAR)+X/O+5"HWDP14 12-1/4"PDC+9-5/8"PDM(1.15°)+ （10-1/2"～12"）+8"NMDC+MWD+LWD+8"S.NMDC +8"F/V+8"(F/J+JAR)+X/O+5"HWDP14 12-1/4"BIT+12"STB+8"DC1+12"STB+8"DC2+8"F/V+8"(F/J+JAR)+X/O+5"HWDP14 8-1/2"PDC+6-3/4"PDM(1.15°)+8"STB+6-1/2"NMDC+MWD+6-1/2"NMDC +6-1/2"F/V+6-1/2"(F/J+JAR)+5"HWDP14
通常采用改变转速和钻压的方法来消除振动（跳钻）现象。
11
11
打捞技术的操作极限与计算
遇卡
在正常情况下提起被卡的钻杆柱时不应超过由API钻杆的分类系统所导 出的极限载荷 ； 在提起遇卡的钻杆时，应考虑由于钻杆悬挂在钻井液中的自重引起的伸 长量，并用适当的公式计算钻杆自由状态和遇卡时的伸长量。 在拉力作用下被卡钻杆柱的伸长量和自由长度之间的关系为：
一开钻进
二开钻进
三开钻进
四开钻进
12-1/4" 12-1/4"CONE-BIT+X/O+8"DC1+12-1/4"STB+8"F/V+8"DC2+12-1/4"STB +8"DC3+8"(F/J+JAR)+X/O+5"HWDP14 8-1/2" 8-1/2"PDC-BIT+6-3/4"PDM(1°/螺旋翼扶正器209mm)+8-1/2"STB+6-1/2"F/V +6-1/2"DC5+6-1/2"(F/J+JAR)+5"HWDP14
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套管柱设计的原则
根据套管柱在井内所受的外载，正确选择套管的钢级 和壁厚，使之既要有足够的强度，以保证下入井内的 套管不断、不裂、不变形，又要符合节约钢材、降低 成本的目的。 轴向拉力
① 套管本身自重产生的轴向拉力 ② 井眼弯曲产生的附加拉力 ③ 套管内的水泥浆使套管柱产生的附件拉力 ④ 其它附加拉力。
12
12
打捞技术的操作极限与计算
震击 求被卡钻杆柱的扭转和拉伸组合下的最大扭矩：
13
13
钻杆的双轴载荷
在深井、超深井应考虑钻杆要承受双轴载荷一一拉伸载荷和挤压 力的作用。 钻杆的抗挤强度与套管一样应进行修正，利用双轴应力椭圆圈可 求出在拉伸载荷作用下钻杆的抗挤强度与无拉伸载荷时抗挤强度 （名义抗挤强度）的比值。
16
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主要内容
钻柱设计 海洋常用钻具组合 井身结构设计 海洋常用井身结构
17
17
常 用 5” 钻 杆 性 能
18
18
常用探井钻具组合
钻头尺寸 钻 具 组 合 功 能
36" 26" 17-1/2"
26"CONE-BIT(RING)+36"HOLE-OPENNER +9”DC3+X/O+8"(F/J+JAR)+X/O+5"HWDP 26"CONE-BIT(RING) +F/V+9"DC2+X/O+26"STB+X/O+8"DC4+8"(F/J+JAR) +X/O+5"HWDP14 17-1/2"PDC-BIT+X/O+9-5/8"PDM(0.75°/螺旋翼扶正器438mm)+9"S.DC1+171/2"STB+8"F/V(RING)+8"DC4+8"(F/J+JAR)+X/O 12-1/4"PDC-BIT+9-5/8"PDM(0.75°/螺旋翼扶正器305mm)+9"S.DC1+X/O +12-1/4"STB+8"F/V(RING)+8"DC5+8"(F/J+JAR) +X/O+5"HWDP14
14
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井斜的限制
疲劳损坏——狗腿严重度的限制
纯疲劳损坏一一这种损坏事先没有 任何明显的原因； 伤痕疲劳损坏一一伴随着机械伤痕 而产生的损坏； 腐蚀疲劳损坏——由腐蚀引起初始 伤痕的损坏。
计算方法
15
15
防斜钻直井的工艺技术
掌握和了解作业海区的地质情况 制定合理的井斜控制计划 严格执行技术措施，打直上部浅井段： 待平潮开钻；海底底盘安装必须按标准要求，保证安装质量。 尽量采用大尺寸钻铤和增加钻铤长度，采用大钟摆钻具控制 ； 控制钻压，在钻26英寸井眼时钻压控制在钻铤重量的30～40％，在钻171／2 英寸井眼时钻压可控制在钻铤重量的40～50％； 加强测斜，及时掌握井斜变化，以便调整防斜措施； 坚持短途起下钻，保持井眼规则，防止井塌和缩径，清除卡钻隐患，保证防 斜钻具组合的顺利工作。 带纠斜钻具，如：Power-Vertical。 采用不同的下部钻具组合： 能有效地控制井斜全角变化率及井斜角，从而保证井身质量。 钻头工作的稳定性高，能施加较大的钻压，有利于提高钻速。 组合应尽量简化，有利于顺利起下钻和降低防斜费用。 在易斜海区使用PDC钻头。
2. 套管和井眼尺寸的选择和确定方法
确定井身结构尺寸一般由内向外依次进行，首先确定生产套管尺寸，再确定下入 生产套管的井眼尺寸，然后确定中层套管尺寸等，依此类推，直到表层套管的井 眼尺寸，最后确定导管尺寸。 生产套管根据采油方面要求来定。勘探井则按照勘探方要求来定。 套管与井眼之间有一定间隙，间隙过大则不经济，过小会导致下套管困难及注水 泥后水泥过早脱水形成水泥桥。间隙值一般最小在9.5‾12.7mm(3/8‾1/2in)范围 26 ，最好为19mm（3/4in）。
3
钻杆柱的设计与计算
设计参数： 预计钻柱下入的总深度； 井眼尺寸； 预计的钻井液密度； 要求的抗拉安全系数或超拉极限。 要求的抗挤安全系数。 钻铤的长度、外径、内径和单位重量。 要求的钻杆规格和检验等级。
4
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钻柱设计与计算
钻铤的位置
鲁宾斯基 “中性点”理论，即以钻柱不受拉力和不受压力的中性 点为界将钻柱分为上下两段，上段钻柱在钻井液中的重量等于 大钩载荷，下段钻柱在钻井液中的重量等于钻压。设计确定钻 铤长度时应保证中性点始终处于钻铤柱上。
外挤压力：载API常规套管柱设计中按照最危险情况考虑，即认 为套管内没有液柱压力的全掏空状态。 内压力
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井身结构的要求
保证井眼系统压力平衡，不出现喷漏同在一裸眼中，即钻下部高压地层时用 的较高密度的钻井液产生的液柱压力，不会压漏上部裸露的地层。 井内钻井液液柱压力和地层压力之间的压差不宜过大，以免发生压差卡钻。 为保证安全钻进，必须用套管封住复杂地层井段，如易漏、易垮塌、易缩径 和易卡钻等井段。 探井，特别是地层压力还没有被掌握的井，应设计一层套管作为备用，以保 证井眼能够钻到设计的深度。 对钻探多套压力系统的井，应采用多层套管程序，以保护油气层不受钻井液 污染和损害。 对高压油气井，套管应下至高压油气层顶部；对占潜山油气井，套管应下至 风化壳层顶部。 如果海底调查资料证实有浅层气，原则上应要求地质部门更改井位，避开浅 层气，否则应具备井眼控制能力才钻开，设计的套管坐于浅气层的顶部，安 装好井口控制系统之后才钻开。
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套管尺寸与井眼尺寸选择
1. 设计中考虑的因素
生产套管尺寸应满足采油方面要求。根据生产层的产能、油管大小、增产措施及 井下作业等要求来确定。 对于探井，要考虑原设计井深是否要加深，地质上的变化会使原来的预告难于准 确，是否要求井眼尺寸上留有余量以便增下中间套管，以及对岩心尺寸要求等。 要考虑到工艺水平，如井眼情况、曲率大小、井斜角以及地质复杂情况带来的问 题。并应考虑管材、钻头库存规格等的限制。
超拉余量法 安全系数法
考虑卡瓦挤毁钻杆的设计系数法
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钻杆柱的设计与计算
抗挤强度：钻杆测试或被迫用钻杆完井，当钻杆内被掏空，而管外 是钻井液柱，或钻杆内有密度较低的地层流体，管内外的压差必然 对钻杆造成一个外挤力。为防止钻杆管体被挤扁，钻杆柱受最大挤 压力处的挤压力应小于该处钻杆的最小抗挤压力，确定允许外挤压 力应除以适当的安全系数：
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临界转速的限制
引起钻柱振动的临界转速是造成钻杆弯曲、过度磨损、迅 速损坏和疲劳失效的原因。 临界转速随钻柱和钻铤的长度、规格以及井眼尺寸不同而 变化。 现场试验证明：在临界状态下维持一个恒定的转速转动需 要过大的动力，指重表会有显示。这种情况再加上地面观 察到的振动（跳钻）现象便能提醒钻井人员：钻柱转速处 于临界范围之内。
钻铤长度的确定
5
5
钻杆柱的设计与计算
抗拉强度：按静态拉伸载荷进行的钻柱抗拉强度设计的目的是要 求最上部的钻杆有足够的强度来承受全部钻柱（包括钻杆、钻铤 、稳定器、钻头等）在钻井液中的重量。该载荷可按下面的公式 计算（钻头、稳定器的重量计入钻铤重量）。
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钻杆柱的设计与计算
抗拉强度设计应同时用三种方法进行抗 拉强度计算：
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主要内容
钻柱设计 海洋常用钻具组合 井身结构设计 海洋常用井身结构
21
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井身结构设计
定义
套管层次、套管下入深度以及井眼尺寸（钻头 尺寸）与套管尺寸的配合。
目的
保证安全、优质、快速和经济的钻至目的层。
内容
① 下入套管层数； ② 各层套管的下入深度； ③ 选择合适的套管尺寸与钻头尺寸组合。
钻柱和井身结构的 设计及应用
徐荣强
中海石油基地集团监督监理技术公司
2006年12月5日
主要内容 钻柱设计及强度校核 海洋常用钻具组合 井身结构设计及强度校核 海洋常用井身结构
2
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钻柱组成
钻杆：普通钻杆和加 重钻杆； 钻铤、稳定器、随钻 震击器、减震器、扩 眼器等； 马达、 MWD、LWD 等。
3
8-1/2"
一开造斜钻进
二开钻进
钻馆陶底砾岩
12-1/4"
水平井钻进 通 井
常规定向井井 三开钻进 水平井段钻进ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ通 井
8-1/2"PDC+6-3/4" 旋转导向工具+6-3/4"LWD+6-3/4"MWD+6-1/2"NMDC+ 6-1/2"F/V+6-1/2"(F/J+JAR)+5"HWDP14 8-1/2"BIT+STB+6-1/2"DC1+STB+6-1/2"DC2+6-1/2"F/V+6-1/2"(F/J+JAR)+5"HWDP14
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套管尺寸与井眼尺寸选择
81/2
27
27
隔水导管
套管柱种类
常用尺寸为30"、24"和20"，入泥深度一般为30～100米。 其作用是隔离海水，建立循环通道、抵抗海流冲击、安装井口头并支撑防喷器组和井口头 以下导管承受表层以下各层套管柱的重量。
22
22
井身结构设计的主要原则
能有效的保护油气层，使不同压力梯 度的油气层不受钻井液损害。 能避免漏、喷、卡等复杂情况发生， 为全井顺利钻进创造条件，缩短钻井 周期。 钻下部高压地层时所用的较高密度钻 井液产生的液柱压力，不致压漏上一 层套管鞋处薄弱的裸漏地层。 下套管过程中，井内钻井液液柱压力 与地层压力之差，不致产生卡套管事 故。 满足采油气工艺和增产措施的要求。
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钻杆柱的设计与计算
抗内压强度：钻杆也会偶然地承受净内压力。钻杆屈服所需的抗内压
力理论值，用一个适当的安全系数去除它，就得到许用净内压力。
抗扭强度
目前钻柱强度校核多用软件计算： Landmark及其它工程计算软件。
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钻柱操作极限的问题
对浮式钻井船的有关限制
产生钻柱疲劳破坏的原因：（1）转盘中心不能始终 准确地对准水下井口的中心；（2）井架不能始终 保持垂直而跟随着浮式钻井平台左右摇摆和前后颠 簸。 降低钻柱疲劳破坏的推荐作法 ：根据Hansford和 Lubinski合著的论文，《钻井船纵摇或横摇对方钻 杆和钻杆疲劳的影响》推荐采用下述作法把由于浮 式钻井船的纵摇和／或横摇造成的弯曲和第一节钻 杆的疲劳减小到最低限度。
通 井
五开钻进 19
19
常用开发井钻具组合
钻头尺寸 钻 具 组 合 功 能
17-1/2"PDC+9"F/V+9"NMDC1+9"DC1+17-1/2"STB+8"DC1+8"(F/J+JAR) +X/O+5"HWDP
17-1/2" 一开钻进
17-1/2"PDC+9-5/8"PDM(1.50°)+16-3/4"STB+8"NMDC+MWD+8"NMDC+8"F/V +8"(F/J+JAR)+X/O+5"HWDP 12-1/4"PDC+9-5/8"PDM(1.5°)+ （10-1/2"～12"）STB+8"NMDC+MWD+8"S.NMDC +8"F/V+8"(F/J+JAR)+X/O+5"HWDP14 12-1/4"Cone BIT+9-5/8"PDM(1.15°)+ （10-1/2"～12"）STB+8"NMDC +MWD+8"S.NMDC+8"F/V+8"(F/J+JAR)+X/O+5"HWDP14 12-1/4"PDC+9-5/8"PDM(1.15°)+ （10-1/2"～12"）+8"NMDC+MWD+LWD+8"S.NMDC +8"F/V+8"(F/J+JAR)+X/O+5"HWDP14 12-1/4"BIT+12"STB+8"DC1+12"STB+8"DC2+8"F/V+8"(F/J+JAR)+X/O+5"HWDP14 8-1/2"PDC+6-3/4"PDM(1.15°)+8"STB+6-1/2"NMDC+MWD+6-1/2"NMDC +6-1/2"F/V+6-1/2"(F/J+JAR)+5"HWDP14
通常采用改变转速和钻压的方法来消除振动（跳钻）现象。
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打捞技术的操作极限与计算
遇卡
在正常情况下提起被卡的钻杆柱时不应超过由API钻杆的分类系统所导 出的极限载荷 ； 在提起遇卡的钻杆时，应考虑由于钻杆悬挂在钻井液中的自重引起的伸 长量，并用适当的公式计算钻杆自由状态和遇卡时的伸长量。 在拉力作用下被卡钻杆柱的伸长量和自由长度之间的关系为：
一开钻进
二开钻进
三开钻进
四开钻进
12-1/4" 12-1/4"CONE-BIT+X/O+8"DC1+12-1/4"STB+8"F/V+8"DC2+12-1/4"STB +8"DC3+8"(F/J+JAR)+X/O+5"HWDP14 8-1/2" 8-1/2"PDC-BIT+6-3/4"PDM(1°/螺旋翼扶正器209mm)+8-1/2"STB+6-1/2"F/V +6-1/2"DC5+6-1/2"(F/J+JAR)+5"HWDP14
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套管柱设计的原则
根据套管柱在井内所受的外载，正确选择套管的钢级 和壁厚，使之既要有足够的强度，以保证下入井内的 套管不断、不裂、不变形，又要符合节约钢材、降低 成本的目的。 轴向拉力
① 套管本身自重产生的轴向拉力 ② 井眼弯曲产生的附加拉力 ③ 套管内的水泥浆使套管柱产生的附件拉力 ④ 其它附加拉力。
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打捞技术的操作极限与计算
震击 求被卡钻杆柱的扭转和拉伸组合下的最大扭矩：
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钻杆的双轴载荷
在深井、超深井应考虑钻杆要承受双轴载荷一一拉伸载荷和挤压 力的作用。 钻杆的抗挤强度与套管一样应进行修正，利用双轴应力椭圆圈可 求出在拉伸载荷作用下钻杆的抗挤强度与无拉伸载荷时抗挤强度 （名义抗挤强度）的比值。
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主要内容
钻柱设计 海洋常用钻具组合 井身结构设计 海洋常用井身结构
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常 用 5” 钻 杆 性 能
18
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常用探井钻具组合
钻头尺寸 钻 具 组 合 功 能
36" 26" 17-1/2"
26"CONE-BIT(RING)+36"HOLE-OPENNER +9”DC3+X/O+8"(F/J+JAR)+X/O+5"HWDP 26"CONE-BIT(RING) +F/V+9"DC2+X/O+26"STB+X/O+8"DC4+8"(F/J+JAR) +X/O+5"HWDP14 17-1/2"PDC-BIT+X/O+9-5/8"PDM(0.75°/螺旋翼扶正器438mm)+9"S.DC1+171/2"STB+8"F/V(RING)+8"DC4+8"(F/J+JAR)+X/O 12-1/4"PDC-BIT+9-5/8"PDM(0.75°/螺旋翼扶正器305mm)+9"S.DC1+X/O +12-1/4"STB+8"F/V(RING)+8"DC5+8"(F/J+JAR) +X/O+5"HWDP14
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井斜的限制
疲劳损坏——狗腿严重度的限制
纯疲劳损坏一一这种损坏事先没有 任何明显的原因； 伤痕疲劳损坏一一伴随着机械伤痕 而产生的损坏； 腐蚀疲劳损坏——由腐蚀引起初始 伤痕的损坏。
计算方法
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防斜钻直井的工艺技术
掌握和了解作业海区的地质情况 制定合理的井斜控制计划 严格执行技术措施，打直上部浅井段： 待平潮开钻；海底底盘安装必须按标准要求，保证安装质量。 尽量采用大尺寸钻铤和增加钻铤长度，采用大钟摆钻具控制 ； 控制钻压，在钻26英寸井眼时钻压控制在钻铤重量的30～40％，在钻171／2 英寸井眼时钻压可控制在钻铤重量的40～50％； 加强测斜，及时掌握井斜变化，以便调整防斜措施； 坚持短途起下钻，保持井眼规则，防止井塌和缩径，清除卡钻隐患，保证防 斜钻具组合的顺利工作。 带纠斜钻具，如：Power-Vertical。 采用不同的下部钻具组合： 能有效地控制井斜全角变化率及井斜角，从而保证井身质量。 钻头工作的稳定性高，能施加较大的钻压，有利于提高钻速。 组合应尽量简化，有利于顺利起下钻和降低防斜费用。 在易斜海区使用PDC钻头。
2. 套管和井眼尺寸的选择和确定方法
确定井身结构尺寸一般由内向外依次进行，首先确定生产套管尺寸，再确定下入 生产套管的井眼尺寸，然后确定中层套管尺寸等，依此类推，直到表层套管的井 眼尺寸，最后确定导管尺寸。 生产套管根据采油方面要求来定。勘探井则按照勘探方要求来定。 套管与井眼之间有一定间隙，间隙过大则不经济，过小会导致下套管困难及注水 泥后水泥过早脱水形成水泥桥。间隙值一般最小在9.5‾12.7mm(3/8‾1/2in)范围 26 ，最好为19mm（3/4in）。
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钻杆柱的设计与计算
设计参数： 预计钻柱下入的总深度； 井眼尺寸； 预计的钻井液密度； 要求的抗拉安全系数或超拉极限。 要求的抗挤安全系数。 钻铤的长度、外径、内径和单位重量。 要求的钻杆规格和检验等级。
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钻柱设计与计算
钻铤的位置
鲁宾斯基 “中性点”理论，即以钻柱不受拉力和不受压力的中性 点为界将钻柱分为上下两段，上段钻柱在钻井液中的重量等于 大钩载荷，下段钻柱在钻井液中的重量等于钻压。设计确定钻 铤长度时应保证中性点始终处于钻铤柱上。
外挤压力：载API常规套管柱设计中按照最危险情况考虑，即认 为套管内没有液柱压力的全掏空状态。 内压力
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井身结构的要求
保证井眼系统压力平衡，不出现喷漏同在一裸眼中，即钻下部高压地层时用 的较高密度的钻井液产生的液柱压力，不会压漏上部裸露的地层。 井内钻井液液柱压力和地层压力之间的压差不宜过大，以免发生压差卡钻。 为保证安全钻进，必须用套管封住复杂地层井段，如易漏、易垮塌、易缩径 和易卡钻等井段。 探井，特别是地层压力还没有被掌握的井，应设计一层套管作为备用，以保 证井眼能够钻到设计的深度。 对钻探多套压力系统的井，应采用多层套管程序，以保护油气层不受钻井液 污染和损害。 对高压油气井，套管应下至高压油气层顶部；对占潜山油气井，套管应下至 风化壳层顶部。 如果海底调查资料证实有浅层气，原则上应要求地质部门更改井位，避开浅 层气，否则应具备井眼控制能力才钻开，设计的套管坐于浅气层的顶部，安 装好井口控制系统之后才钻开。