套管安全系数计算
套管安全系数计算
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套管安全系数计算如下表：抗拉安全系数＝68.6710008.95011.8185.02286=???KnKnpp＝拉额8.72.1110008.9－＝：其中浮力系数下深每米重量＝浮力系数钢拉ppmρ???36.20383.0791.7＝＝抗挤系数＝抗拉额mpappp抗挤力＝〔（）〕50＝p抗挤力＝〔ρ固井时的泥浆密度－（1-掏空系数）ρ下次泥浆密度〕32588.0823.18＝＝抗内压系数＝抗内压额内mpampapp井底最大内压力＝50＝p内压力＝（ρ下次最大泥浆－ρ地层水）套管下深23.310008.9202053.5985.09.3233＝抗拉系数＝???Kn()[]38.120202.165.012.100981.0305.21＝抗挤系数＝??--?mpa67.120202.100981.0645.139＝抗内压系数＝??油套φn8038.410008.9175076.2985.08.1903＝抗拉系数＝???Kn()[]21.236002.165.012.100981.0881.60＝抗挤系数＝??--?mpa50.136002.100981.0363.63＝抗内压系数＝??〔s抗挤〕＝～〔s抗内压〕＝～〔s抗拉〕＝～说明：①本井在计算最大内压力时忽略了地层水产生液柱压力；②泥浆密度均采用1.2g/cm；③各额定压力查钻井手册表3-8（第160～180页）。
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套管强度校核方法
❖ ①确定设计条件：安全系数、外载计算方式 ❖ ②求井底外挤力，选第一段套管 ❖ ③校核套管抗内压、抗拉能力 ❖ ④选第二段套管，计算其可下深度 ❖ ⑤计算第一段套管长度和有关安全系数 ❖ ⑥选第三段套管
❖ …… ❖ <当套管的抗拉安全系数不满足时，改为抗拉设计> ❖ 或<当抗挤强度设计套管柱超过水泥面或轴向力0点后>
套管柱的组成
由不同强度的套管段组成
原因： 套管受到各种类型外力作用，须具有一定强度。 外载大小、类型不同，所需的强度要求也不同，须 有一系列不同尺寸、不同强度的套管。即套管系列。
套管柱的主要功能 抗挤 抗拉 抗内压 密封
一、套管外载分析
作用在套管上的主要载荷应是：
轴向力：自重、浮力 外挤压力 内压力
套管类型 表层套管 技术套管 生产套管
抗挤设计安全系数 Sc
1.0～1.1
1.0～1.125
1.0～1.2
抗内压设计安全系 数Sb 1.1～1.2
1.1～1.33
1.1～1.4
抗拉设计安全系数 St
1.6～1.8
1.6～2.0
1.6～1.9
（a）
（b）
套管柱强度设计示意图
（c）
（a）抗挤设计 （b）抗拉设计 （c）复合套管柱 1——外载 2——设计外载 3——套管强度
❖ 套管单位长度名义重量又称为套管公称重量，指的是 包括接箍在内的、套管单位长度上的平均重量
❖ 套管壁厚、套管单位长度名义重量二者是直接相关的
（3）螺纹类型
套管螺纹及螺纹连接是套管质量的关键所在，与套管的 强度和密封性能密切相关。API标准的螺纹类型有4种： 短圆螺纹（英文缩写STC） 长圆螺纹（英文缩写LTC） 梯形螺纹（英文缩写BTC） 直连型螺纹（英文缩写XL，用于无接箍套管）
套管安全系数计算
套管安全系数计算如下表：抗拉安全系数＝68.6710008.95011.8185.02286=⨯⨯⨯KNKNP P ＝拉额8.72.1110008.9－＝： 其中浮力系数下深每米重量＝浮力系数钢拉P P m ρ⨯⨯⨯36.20383.0791.7＝＝抗挤系数＝抗拉额MPaP PP 抗挤力＝0.00981×〔1.2-（1-0.65）×1.2〕×50＝0.383P 抗挤力＝0.00981×〔×ρ固井时的泥浆密度－（1-掏空系数0.65）×ρ下次泥浆密度〕32588.0823.18＝＝抗内压系数＝抗内压额内MPaMPaP P井底最大内压力＝0.00981×1.20×50＝0.588MPa P 内压力＝0.00981×（ρ下次最大泥浆－ρ地层水）×套管下深23.310008.9202053.5985.09.3233＝抗拉系数＝⨯⨯⨯KN()[]38.120202.165.012.100981.0305.21＝抗挤系数＝⨯⨯--⨯MPa67.120202.100981.0645.139＝抗内压系数＝⨯⨯油套φ139.7 N80×9.1738.410008.9175076.2985.08.1903＝抗拉系数＝⨯⨯⨯KN()[]21.236002.165.012.100981.0881.60＝抗挤系数＝⨯⨯--⨯MPa50.136002.100981.0363.63＝抗内压系数＝⨯⨯〔S 抗挤〕＝1.0～1.125 〔S 抗内压〕＝1.05～1.15 〔S 抗拉〕＝1.60～2.00 说明：①本井在计算最大内压力时忽略了地层水产生液柱压力； ②泥浆密度均采用1.2g/cm ；③各额定压力查钻井手册表3-8（第160～180页）。
什么是固井
什么是固井一、固井：在已钻出的井眼中下入一定尺寸的套管，并在套管与井壁或套管与套管之间的环形空间内注入水泥的工艺过程。
二、井身结构包括以下几方面的内容：所下套管的层次、直径、各层套管下入的深度、井眼尺寸（钻头尺寸）、各层套管的水泥反高等。
三、设计井深的主要依据：地层压力、地层破坏压力和坍塌压力。
四、套管的类型：⒈导管；⒉表层套管；⒊技术套管；⒋生产套管；⒌尾管。
五、井深结构设计的原则：①能有效的保护油气层，使油气层不受钻井液的损害；②能够避免漏、喷、塌、卡等复杂情况产生，保证全井顺利钻进，使钻井周期达到最短；③钻达下部高压地层时所用的较高密度的钻井液产生的液柱压力，不至于把上一层套管鞋处薄弱的裸露地层压裂；④下套管过程中，钻井液液柱压力和地层压力之间的压差，不至于造成卡阻套管。
六、套管柱的受力：轴向压力、外挤压力和内压力。
七、套管柱的附件：⒈引鞋（套管鞋、浮鞋）；⒉回压法；⒊套管扶正器；⒋磁性定位套管；⒌联顶节。
八、水泥熟料主要成分：①硅酸三钙（C3S）；②硅酸二钙（C2S）；③铝酸三钙（C3A）；④铁铝酸四钙（C4AF）。
九、水化作用：油井水泥与水混合后，水泥中各种矿物分别与水发生水解和水化反映，某些水化产物还能发生二次反映。
十、水化反映的不断进行水泥浆形成水泥石可分为三个阶段：①胶溶期；②凝结期；③硬化期。
十一、稠化时间：指油井水泥浆在规定压力和温度条件下，从开始搅拌至稠度达100Bc所需要的时间。
十二、稠度：水合水泥混合后会逐渐变稠，变稠的速率。
十三、注水泥的设备：水泥车、水泥混合漏斗、水泥分配器、水泥头、胶塞、储灰罐。
十四、碰压：胶塞被推至浮箍时，泵压突然升高。
十五、注水泥主要工序包括：循环和接地面管汇→打隔离液→顶胶塞→碰压→候凝。
十六、提高泥浆的顶替效率：⒈紊流顶替；⒉打前置液；⒊活动套管；⒋调整完井液和水泥浆的性能；⒌使用扶正器。
十七、引起油、气、水窜的原因：水泥浆在凝固过程中的失重是导致油、气、水窜的主要原因，井壁存在泥饼、水泥硬化过程体积收缩也是造成油、气、水窜的原因。
人防密闭套管计算规则
人防密闭套管计算规则摘要：一、人防密闭套管简介二、人防密闭套管计算规则1.材料重量计算2.密封要求3.焊接结构尺寸公差与形位公差4.周长允许偏差5.穿墙处混凝土墙壁厚度要求6.加厚部分直径要求7.一次性浇筑要求三、柔性防水套管使用注意事项正文：人防密闭套管是在建筑物、化工、钢铁等领域中广泛应用的一种五金管件。
它主要用于管道穿过墙壁之处受有振动或有严密防水要求的构筑物。
以下是关于人防密闭套管计算规则的详细介绍，以期为大家提供实用的参考。
一、人防密闭套管简介人防密闭套管，又称人防穿墙密闭套管，是一种具有良好防水性能的管件。
它主要应用于建筑、市政、水利、化工等领域的管道系统中，以满足穿过墙壁的管道防水和振动要求。
二、人防密闭套管计算规则1.材料重量计算：人防密闭套管的重量是根据墙厚L值来计算的。
当墙厚为300mm时，可按照相关标准另行计算。
2.密封要求：柔性防水套管的密封要求包括采用封堵材料将缝隙封堵，选用合适的填料材料和密封膏等。
3.焊接结构尺寸公差与形位公差：按照JB/T5000.3-1998执行，焊接采用手工电弧焊，焊条型号E4303，牌号J422。
4.周长允许偏差：当柔性防水套管采用卷制成型时，周长允许偏差为：D2600，D2>6000.0035D2。
5.穿墙处混凝土墙壁厚度要求：穿墙处混凝土墙壁厚应不小于300mm，否则应使墙壁一边加厚或两边加厚。
6.加厚部分的直径至少为D5200：当墙壁厚度大于300mm时，加厚部分的直径至少为D5200。
7.一次性浇筑要求：柔性防水套管穿墙处如遇非混凝土墙壁时，应局部改用混凝土墙壁，其浇筑范围应比翼环直径(D5)大200mm，而且必须将套管一次浇筑于内墙。
三、柔性防水套管使用注意事项1.柔性防水套管适用于管道穿过墙壁之处受有振动或有严密防水要求的构筑物。
2.在使用过程中，要确保套管穿墙处之墙壁满足混凝土墙壁厚度要求。
3.注意根据实际情况选择合适的填料材料和密封膏。
无缝套管244.48-8.94mmR2J55LC强度校核(下深2000m)详解
2.00
ρ 钻井液最大密度 dmax
（g/cm3）
1.2
管内水泥浆 高度（m）
ρ 钻井液最小密度
dmin（g/cm3）
1.08
水泥浆密度 （g/cm3）
套管内径dcin（cm）
螺纹连接处 22.66 抗拉强度
（KN）
1360 浮力系数KB
1.91
套管弯曲引起 的附加应力KN
2015
套管内注水泥 引起的附加应 力KN（考虑钻 井液浮力）
考虑双轴应力时套管下入深度和抗挤强度关系
套管鞋 漏失液面处
双轴应力下
处有效 的外挤压力 井口处拉力 漏失面处的拉 井口处套管
外挤压 Mpa
KN
力KN
抗挤强度Mpa
-1.962
0 908.109614 908.1096144 10.68370136
-1.9522
0 903.569066 903.5690663 10.7034519
13.9 13.9 13.9 13.9 13.9 13.9 13.9 13.9 13.9 13.9 13.9 13.9 13.9 13.9 13.9 13.9 13.9 13.9 13.9 13.9 13.9 13.9
8.01 8.44 8.86 9.28 9.70 10.12 10.55 10.97 11.39 11.81 12.23 12.65 13.08 13.50 13.92 14.34 14.76 15.19 15.61 16.03 16.45 16.87
13.9
1.27
13.9
1.69
13.9
2.11
13.9
2.53
13.9
2.95
13.9
钻井各种计算公式
钻头水利参数计算公式：1、 钻头压降：dc QP eb 422827ρ= （MPa ） 2、冲击力：VF Q j02.1ρ= (N)3、 喷射速度：dV eQ201273=(m/s)4、 钻头水功率：d c QN eb 42305.809ρ= （KW ）5、比水功率：DNN b 21273井比＝ (W/mm 2)6、 上返速度：D DV Q221273杆井返＝- （m/s ）式中：ρ－钻井液密度 g/cm 3Q－排量 l/sc －流量系数，无因次，取0.95～0.98de －喷嘴当量直径 mmd d d de 2n 2221+⋯++= d n ：每个喷嘴直径 mmD 井、D 杆 －井眼直径、钻杆直径 mm全角变化率计算公式：()()⎪⎭⎫ ⎝⎛∂+∂+∆=-∂-∂225sin 222b a b a b a L K abab ϕϕ 式中：a ∂ b ∂ －A 、B 两点井斜角；a ϕ b ϕ －A 、B 两点方位角套管强度校核：抗拉：安全系数 m ＝1.80（油层）；1.60～1.80（技套） 抗拉安全系数＝套管最小抗拉强度/下部套管重量 ≥1.80 抗挤：安全系数：1.12510ν泥挤H P= 查套管抗挤强度P c ' P c'/P挤≥1.125按双轴应力校核：Hn P ccρ10=式中：P cc －拉力为T b 时的抗拉强度（kg/cm 2） ρ －钻井液密度（g/cm 3） H －计算点深度（m ） 其中：⎪⎭⎫⎝⎛--=T T KPP b b ccc K 223T b ：套管轴向拉力（即悬挂套管重量） kg P c ：无轴向拉力时套管抗挤强度 kg/cm 2K ：计算系数 kg σs A K 2=A ：套管截面积 mm 2 σs ：套管平均屈服极限 kg/mm 2 不同套管σs 如下：J 55：45.7 N 80:63.5 P 110:87.9地层压力监测：⎪⎭⎫⎝⎛⎪⎭⎫ ⎝⎛=D W NT R R d m n c 0671.0lg 282.3lg (d c 指数)100417.04895.8105⎪⎭⎫ ⎝⎛+⨯-=H cn ddR d Rcmcnp= （压力系数）式中：T –钻时 min/m N –钻盘转数 r/minW －钻压 KN D －钻头直径 mmR n －地层水密度 g/cm 3 R m －泥浆密度 g/cm 3压漏实验：1、 地层破裂压力梯度：HPG Lm f 10008.9+=ρ KPa2、 最大允许泥浆密度：HP Lm 102max +=ρρ g/cm 3为安全，表层以下[]06.0max-=ρρm g/cm 3 技套以下[]12.0max-=ρρmg/cm 33、 最大允许关井套压：[]8.01000'max ⨯⎪⎭⎫ ⎝⎛--=gHm R a P P ρρ式中：P L －漏失压力（MPa ） PR－破裂压力（MPa ）ρm－原泥浆密度（g/cm 3） H －实验井深（m ）ρ'm ax－设计最大泥浆密度（g/cm 3） 10008.9mHP PL ρ+＝漏10008.9HmR P P ρ+=破井控有关计算：最大允许关井套压经验公式：表层套管[Pa]=11.5%×表层套管下深（m ）/10 MPa 技术套管[Pa]=18.5%×技术套管下深（m ）/10 MPa地层破裂压力梯度：HPG RR 1000=KPa/m最大允许关井套压：8.000981.01000max ⨯⎪⎪⎭⎫⎝⎛-=H H G P R a 套套ρ Mpa 最大允许钻井液密度：81.9'max G R=ρ－0.06 (表层)81.9'maxGR=ρ－0.12 （技套）套管在垂直作用下的伸长量：10724854.7-⨯-=∆LmL ρ式中：ρm －钻井液密度 g/cm 3 L ∆ －自重下的伸长 m L －套管原有长度 m 套管压缩距：()ρρmL LLE L 总钢固自-⨯=∆10式中：L ∆ －下缩距 m L自－自由段套管长度 mL固－水泥封固段套管长度 mL总－套管总长 mρ钢－钢的密度 7.85g/cm 3ρm－钻井液密度 g/cm 3E －钢的弹性系数 （2.1×106kg/cm 3）泥浆有关计算公式：1、加重剂用量计算公式：()rr r r r 重加原重原加加－＝-V W 式中：W 加 －所需加重剂重量 吨 V 原 －加重前的泥浆体积 米3r 原、r 重、r 加－加重前、加重后、加重材料比重 g/cm 32、泥浆循环一周时间：QT V V 60柱井-=式中：T －泥浆循环一周时间 分 V 井、V 柱 －井眼容积、钻柱体积 升 Q －泥浆泵排量 升/秒 3、井底温度计算公式：1680HT T += 式中：T 、T 0 －井底、井口循环温度 o C H －井深 米 4、配制泥浆所需粘土和水量计算：粘土量 ()rr r r r 水土水泥泥泥土－＝-V W 水量r土土泥水－＝W VQ 式中：W 土 －所需粘土的重量 吨 V 泥 －所需泥浆量 米3r 水、r 土、r 泥 －水、土和泥浆的比重 g/cm 3 Q 水 －所需水量 米35、降低比重所需加水量：()rrrrr水稀水稀原原水＝--VQ式中：Q水－所需水量米3V原－原泥浆体积米3r原、r稀、r水－原泥浆、稀释后泥浆和水的比重g/cm3。
套管强度校核全解
体外径
4-1/2”, 5”, 51/2”, 65/8”, 7”, 7-5/8”, 8-5/8”, 9-5/8”, 10-3/4”, 11-3/4”, 16”, 28-5/8”, 20”, 30”....
二、套管强度
目 前 国 内外所生产 的套管尺寸 及钻头及尺 寸已标准系 列化。套管 与其相应井 眼的尺寸配 合基本确定 或在较小范 围内变化。
第一节
套管及套管柱强度设计
序言
套管柱的主要功 对套管的要求 圆度 能 壁厚均匀性 抗挤 抗腐蚀 最小的流动阻力 抗拉 良好的上扣性能及重复互 抗内压 换性能 耐磨（硬度指标） 密封
序言
套管柱的组成 由不同强度的套管段组成 原因： 套管受到各种类型外力作用，须具有一定强度。 外载大小、类型不同，所需的强度要求也不同， 须有一系列不同尺寸、不同强度的套管。即套管 系列。
一、套管外载分析与计算
（2）支撑内压力
对于技术套管非全掏空的情况，支撑内压力
的计算式为
Pib 0
P n ( H H L ) ib 0.0098
（ 0≤ H ≤ H L ） （ H L＜ H ≤ H B）
1.外挤压力
一、套管外载分析与计算
（3）有效外压力
对于表层套管、油层套管这种可能全掏空的情况，需
以关于套管内压力的计算有多种方法，常用方法是：
Pi Ps 0.0098n H
2.内压力
一、套管外载分析与计算
（1）内压力
确定井口内压力的三种方法是：
1）井口防喷装置（防喷器及压井管线等）许用最高压力。 2）套管鞋处附近地层破裂压力所决定的许用井口压力。
Ps 0.0098 ( f n ) H B
中海油固井学习班概要教学资料
三、套管柱设计方法
c. 计算出不同井深下套管所需的各种强度， 从现有套管中选择出满足这些要求的套管；
三、套管柱设计方法
d. 对所选套管进行校核和调整
三、套管柱设计方法
3. 等安全系数设计法
3.1 设计原则
要求所设计的各段套管的最小安全系数 应等于规定的安全系数值。
安全系数＝套管强度/计算外载ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
三、套管柱设计方法
三、套管柱设计方法
工程上对选择套管的有关限制：
在要求抗腐蚀的条件下，应先选用抗硫套管或 高一钢级的套管； 套管段数和种类的数量不应太多，一般应小于4 －5段； 井口一根套管应为全井最大壁厚； 对复杂井要计算井口的瞬时最大载荷。
三、套管柱设计方法
2. 选择步骤
a.确定套管在井下可能遇到的最大外载情况 ；
二、套管外载分析与套管强度计算
径向内压力： 管内流体压力 压裂作业等压力
二、套管外载分析与套管强度计算
2、动载
特点：瞬时地、单一地作用在套管上。
起下钻时速度变化产生的动载 阻、卡套管时提拉动载 摩擦动载 碰压动载 密度差产生的附加拉力
二、套管外载分析与套管强度计算
作用在套管上的主要载荷应是：
外载×安全系数 套管强度
第1部分 套管柱设计
二、套管外载分析与套管强度计算
（一）、载荷分类与特点
1、静载 特点：长期作用、联合作用在套管上。 类型：
轴向拉力 径向外挤压力 径向内压力 弯曲附加拉力 温差应力
二、套管外载分析与套管强度计算
轴向拉力：自重、浮力
W
二、套管外载分析与套管强度计算
径向外挤压力： 管外液柱压力 地层挤压 环空加压
a. 计算公式
套管安全系数计算
套管安全系数计算如下表：抗拉安全系数＝68.6710008.95011.8185.02286=⨯⨯⨯KNKNP P ＝拉额8.72.1110008.9－＝： 其中浮力系数下深每米重量＝浮力系数钢拉P P m ρ⨯⨯⨯36.20383.0791.7＝＝抗挤系数＝抗拉额MPaP PP 抗挤力＝0.00981×〔1.2-（1-0.65）×1.2〕×50＝0.383P 抗挤力＝0.00981×〔×ρ固井时的泥浆密度－（1-掏空系数0.65）×ρ下次泥浆密度〕32588.0823.18＝＝抗内压系数＝抗内压额内MPaMPaP P井底最大内压力＝0.00981×1.20×50＝0.588MPa P 内压力＝0.00981×（ρ下次最大泥浆－ρ地层水）×套管下深23.310008.9202053.5985.09.3233＝抗拉系数＝⨯⨯⨯KN()[]38.120202.165.012.100981.0305.21＝抗挤系数＝⨯⨯--⨯MPa67.120202.100981.0645.139＝抗内压系数＝⨯⨯油套φ139.7 N80×9.1738.410008.9175076.2985.08.1903＝抗拉系数＝⨯⨯⨯KN()[]21.236002.165.012.100981.0881.60＝抗挤系数＝⨯⨯--⨯MPa50.136002.100981.0363.63＝抗内压系数＝⨯⨯〔S 抗挤〕＝1.0～1.125 〔S 抗内压〕＝1.05～1.15 〔S 抗拉〕＝1.60～2.00 说明：①本井在计算最大内压力时忽略了地层水产生液柱压力； ②泥浆密度均采用1.2g/cm ；③各额定压力查钻井手册表3-8（第160～180页）。
钻井各种计算公式
钻头水利参数计算公式:1、 钻头压降:dc QP eb 422827ρ= (MPa) 2、冲击力:VF Q j02.1ρ= (N)3、 喷射速度:dV eQ201273=(m/s)4、 钻头水功率:d c QN eb 42305.809ρ= (KW)5、比水功率:DNN b 21273井比＝ (W/mm 2)6、 上返速度:D DV Q221273杆井返＝- (m/s)式中:ρ－钻井液密度 g/cm 3Q－排量 l/sc －流量系数,无因次,取0、95～0、98de －喷嘴当量直径 mmd d d de 2n 2221+⋯++= d n :每个喷嘴直径 mmD 井、D 杆 －井眼直径、钻杆直径 mm全角变化率计算公式:()()⎪⎭⎫ ⎝⎛∂+∂+∆=-∂-∂225sin 222b a b a b a L K abab ϕϕ 式中:a ∂ b ∂ －A 、B 两点井斜角;a ϕ b ϕ －A 、B 两点方位角套管强度校核:抗拉:安全系数 m ＝1、80(油层);1、60～1、80(技套) 抗拉安全系数＝套管最小抗拉强度/下部套管重量 ≥1、80抗挤:安全系数:1、12510ν泥挤H P =查套管抗挤强度P c ' P c'/P挤≥1、125按双轴应力校核:Hn P ccρ10=式中:P cc －拉力为T b 时的抗拉强度(kg/cm 2) ρ －钻井液密度(g/cm 3) H －计算点深度(m) 其中:⎪⎭⎫ ⎝⎛--=T T KPP b b ccc K 223T b :套管轴向拉力(即悬挂套管重量) kg P c :无轴向拉力时套管抗挤强度 kg/cm 2K:计算系数 kg σs A K 2=A:套管截面积 mm 2 σs :套管平均屈服极限 kg/mm 2 不同套管σs 如下:J 55:45、7 N 80:63、5 P 110:87、9地层压力监测:⎪⎭⎫⎝⎛⎪⎭⎫⎝⎛=DW NT R R d m n c0671.0lg 282.3lg (d c 指数)100417.04895.8105⎪⎭⎫ ⎝⎛+⨯-=H cnddR d R cmcnp =(压力系数)式中:T –钻时 min/m N –钻盘转数 r/minW －钻压 KN D －钻头直径 mmR n －地层水密度 g/cm 3 R m －泥浆密度 g/cm 3压漏实验:1、 地层破裂压力梯度:HPG Lm f 10008.9+=ρ KPa2、 最大允许泥浆密度:HP Lm 102max +=ρρ g/cm 3为安全,表层以下[]06.0max-=ρρmg/cm 3技套以下[]12.0max-=ρρmg/cm 33、 最大允许关井套压:[]8.01000'max ⨯⎪⎭⎫ ⎝⎛--=gH m R a P P ρρ式中:P L －漏失压力(MPa) PR－破裂压力(MPa)ρm－原泥浆密度(g/cm 3) H －实验井深(m)ρ'm ax－设计最大泥浆密度(g/cm 3) 10008.9mHP P L ρ+＝漏10008.9HmR P P ρ+=破井控有关计算:最大允许关井套压经验公式:表层套管[Pa]=11、5%×表层套管下深(m)/10 MPa 技术套管[Pa]=18、5%×技术套管下深(m)/10 MPa 地层破裂压力梯度:HPG RR 1000=KPa/m最大允许关井套压:8.000981.01000max ⨯⎪⎪⎭⎫⎝⎛-=H H G P R a 套套ρ Mpa 最大允许钻井液密度:81.9'max GR=ρ－0、06 (表层)81.9'maxGR=ρ－0、12 (技套)套管在垂直作用下的伸长量:10724854.7-⨯-=∆LmL ρ式中:ρm －钻井液密度 g/cm 3 L ∆ －自重下的伸长 m L －套管原有长度 m 套管压缩距:()ρρmL LLE L 总钢固自-⨯=∆10式中:L ∆ －下缩距 m L自－自由段套管长度 mL固－水泥封固段套管长度 mL总－套管总长 mρ钢－钢的密度 7、85g/cm 3ρm－钻井液密度 g/cm 3E －钢的弹性系数 (2、1×106kg/cm 3)泥浆有关计算公式:1、加重剂用量计算公式:()rr r r r 重加原重原加加－＝-V W式中:W 加 －所需加重剂重量 吨 V 原 －加重前的泥浆体积 米3r 原、r重、r 加－加重前、加重后、加重材料比重 g/cm 32、泥浆循环一周时间:QT V V60柱井-=式中:T －泥浆循环一周时间 分 V 井、V 柱 －井眼容积、钻柱体积 升 Q －泥浆泵排量 升/秒 3、井底温度计算公式:1680HT T += 式中:T 、T 0 －井底、井口循环温度 o CH －井深 米 4、配制泥浆所需粘土与水量计算:粘土量 ()rr r r r 水土水泥泥泥土－＝-V W 水量r土土泥水－＝W VQ 式中:W 土 －所需粘土的重量 吨 V 泥 －所需泥浆量 米3r 水、r 土、r 泥 －水、土与泥浆的比重 g/cm 3 Q 水 －所需水量 米35、降低比重所需加水量: ()rr r r r 水稀水稀原原水＝--V Q式中:Q 水 －所需水量 米3 V 原 －原泥浆体积 米3r 原、r 稀、r 水 －原泥浆、稀释后泥浆与水的比重 g/cm 3。
水泥环缺失套管安全系数计算及规格优选
◀石油管工程▶水泥环缺失套管安全系数计算及规格优选∗丁建新１㊀席岩２㊀王海涛１㊀温欣１㊀李辉１㊀郭雪利３(１ 昆仑数智科技有限责任公司㊀２.北京工业大学城建学部㊀３ 中国石油集团钻井工程技术研究院)丁建新ꎬ席岩ꎬ王海涛ꎬ等.水泥环缺失套管安全系数计算及规格优选[Ｊ].石油机械ꎬ２０２３ꎬ５１(４):１１２－１１８.ＤｉｎｇＪｉａｎｘｉｎꎬＸｉＹａｎꎬＷａｎｇＨａｉｔａｏꎬｅｔａｌ.Ｓａｆｅｔｙｆａｃｔｏｒｃａｌｃｕｌａｔｉｏｎａｎｄｓｐｅｃｉｆｉｃａｔｉｏｎｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎｏｆｃａｓｉｎｇｗｉｔｈａｍｉｓｓｉｎｇｏｆｃｅｍｅｎｔｓｈｅａｔｈ[Ｊ].ＣｈｉｎａＰｅｔｒｏｌｅｕｍＭａｃｈｉｎｅｒｙꎬ２０２３ꎬ５１(４):１１２－１１８.摘要:长庆马岭油田水力压裂过程中套管变形问题频繁发生ꎮ针对该问题ꎬ考虑直井段地层力学特性变化㊁直井段套管内压变化ꎬ建立了水泥环环状缺失套管应力计算模型ꎬ分析了缺失位置套管应力以及安全系数随井深变化规律ꎬ研究了套管内压对于套管安全系数的影响规律ꎬ计算了不同钢级㊁壁厚套管的极限井深ꎮ研究结果表明:水泥环环状缺失导致套管应力显著增加ꎬ最大应力处出现在水泥环完整和缺失界面位置ꎻ随着井口压力的不断增加或井深的不断增加ꎬ缺失处套管应力不断增加ꎬ安全系数不断降低ꎮ提升套管钢级和降低径厚比都有利于套管安全系数的提升ꎬ保持合理的内压是防控水泥环缺失段套管变形的有效防范措施ꎬ最终形成了一种水泥环环状缺失时套管规格优选方法ꎮ研究结果可为马岭油田套管钢级和壁厚的优选提供依据ꎮ关键词:水力压裂ꎻ水泥环缺失ꎻ套管变形ꎻ安全系数ꎻ壁厚ꎻ应力变化中图分类号:ＴＥ９３１㊀文献标识码:Ａ㊀ＤＯＩ:１０ １６０８２/ｊ ｃｎｋｉ ｉｓｓｎ １００１－４５７８ ２０２３ ０４ ０１６ＳａｆｅｔｙＦａｃｔｏｒＣａｌｃｕｌａｔｉｏｎａｎｄＳｐｅｃｉｆｉｃａｔｉｏｎＯｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎｏｆＣａｓｉｎｇｗｉｔｈａＭｉｓｓｉｎｇｏｆＣｅｍｅｎｔＳｈｅａｔｈＤｉｎｇＪｉａｎｘｉｎ１㊀ＸｉＹａｎ２㊀ＷａｎｇＨａｉｔａｏ１㊀ＷｅｎＸｉｎ１㊀ＬｉＨｕｉ１㊀ＧｕｏＸｕｅｌｉ３(１ ＫｕｎｌｕｎＤｉｇｉｔａｌＩｎｔｅｌｌｉｇｅｎｃｅＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＣｏ.ꎬＬｔｄ.ꎻ２ ＦａｃｕｌｔｙｏｆＡｒｃｈｉｔｅｃｔｕｒｅꎬＣｉｖｉｌａｎｄＴｒａｎｓｐｏｒｔａｔｉｏｎＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇꎬＢｅｉｊｉｎｇＵ￣ｎｉｖｅｒｓｉｔｙｏｆＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙꎻ３ ＣＮＰＣＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＲ＆ＤＣｏｍｐａｎｙＬｉｍｉｔｅｄ)Ａｂｓｔｒａｃｔ:ＩｎｔｈｅＭａｌｉｎｇＯｉｌｆｉｅｌｄꎬＣｈａｎｇｑｉｎｇꎬｃａｓｉｎｇｆｒｅｑｕｅｎｔｌｙｄｅｆｏｒｍｄｕｒｉｎｇｔｈｅｈｙｄｒａｕｌｉｃｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｐｒｏｃｅｓｓ.Ｉｎｏｒｄｅｒｔｏｓｏｌｖｅｔｈｉｓｐｒｏｂｌｅｍꎬｃｏｎｓｉｄｅｒｉｎｇｔｈｅｃｈａｎｇｅｉｎｍｅｃｈａｎｉｃａｌｂｅｈａｖｉｏｒｏｆｓｔｒａｔａａｎｄｉｎｔｅｒｎａｌｐｒｅｓ￣ｓｕｒｅｏｆｃａｓｉｎｇｉｎｖｅｒｔｉｃａｌｈｏｌｅｓｅｃｔｉｏｎꎬａｓｔｒｅｓｓｃａｌｃｕｌａｔｉｏｎｍｏｄｅｌｏｆｃａｓｉｎｇｗｉｔｈａｍｉｓｓｉｎｇｏｆｃｅｍｅｎｔｓｈｅａｔｈｗａｓｂｕｉｌｔ.Ｔｈｅｖａｒｉａｔｉｏｎｏｆｃａｓｉｎｇｓｔｒｅｓｓａｎｄｓａｆｅｔｙｆａｃｔｏｒｗｉｔｈｗｅｌｌｄｅｐｔｈａｔｃｅｍｅｎｔｓｈｅａｔｈｍｉｓｓｉｎｇｐｌａｃｅｗａｓａｎａｌｙｚｅｄ.Ｔｈｅｉｎｆｌｕｅｎｃｅｏｆｉｎｔｅｒｎａｌｐｒｅｓｓｕｒｅｏｆｃａｓｉｎｇｏｎｔｈｅｃａｓｉｎｇｓａｆｅｔｙｆａｃｔｏｒｗａｓｉｄｅｎｔｉｆｉｅｄ.Ｔｈｅｕｌｔｉｍａｔｅｗｅｌｌｄｅｐｔｈｏｆｃａｓｉｎｇｗｉｔｈｄｉｆｆｅｒｅｎｔｓｔｅｅｌｇｒａｄｅｓａｎｄｗａｌｌｔｈｉｃｋｎｅｓｓｅｓｗａｓｃａｌｃｕｌａｔｅｄ.Ｔｈｅｓｔｕｄｙｒｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｔｈａｔｔｈｅｍｉｓｓｉｎｇｏｆｃｅ￣ｍｅｎｔｓｈｅａｔｈｌｅａｄｓｔｏａｓｉｇｎｉｆｉｃａｎｔｉｎｃｒｅａｓｅｉｎｃａｓｉｎｇｓｔｒｅｓｓꎬａｎｄｔｈｅｍａｘｉｍｕｍｓｔｒｅｓｓｏｃｃｕｒｓａｔｔｈｅｃｏｍｐｌｅｔｅａｎｄｍｉｓｓｉｎｇｉｎｔｅｒｆａｃｅｏｆｃｅｍｅｎｔｓｈｅａｔｈ.Ｗｉｔｈｔｈｅｉｎｃｒｅａｓｅｏｆｗｅｌｌｈｅａｄｐｒｅｓｓｕｒｅｏｒｗｅｌｌｄｅｐｔｈꎬｔｈｅｃａｓｉｎｇｓｔｒｅｓｓａｔｔｈｅｃｅｍｅｎｔｓｈｅａｔｈｍｉｓｓｉｎｇｐｌａｃｅｉｎｃｒｅａｓｅｓａｎｄｔｈｅｓａｆｅｔｙｆａｃｔｏｒｄｅｃｒｅａｓｅｓ.Ｉｎｃｒｅａｓｉｎｇｔｈｅｓｔｅｅｌｇｒａｄｅｏｆｃａｓｉｎｇａｎｄｒｅ￣ｄｕｃｉｎｇｔｈｅｒａｄｉｕｓ￣ｔｈｉｃｋｎｅｓｓｒａｔｉｏａｒｅａｌｌｂｅｎｅｆｉｃｉａｌｔｏｔｈｅｉｍｐｒｏｖｅｍｅｎｔｏｆｔｈｅｓａｆｅｔｙｆａｃｔｏｒｏｆｃａｓｉｎｇ.Ｍａｉｎｔａｉｎｉｎｇａｒｅａｓｏｎａｂｌｅｉｎｔｅｒｎａｌｐｒｅｓｓｕｒｅｉｓａｎｅｆｆｅｃｔｉｖｅｐｒｅｖｅｎｔｉｖｅｍｅａｓｕｒｅｔｏｐｒｅｖｅｎｔａｎｄｃｏｎｔｒｏｌｔｈｅｄｅｆｏｒｍａｔｉｏｎｏｆｃａｓｉｎｇｉｎｔｈｅｃｅｍｅｎｔｓｈｅａｔｈｍｉｓｓｉｎｇｓｅｃｔｉｏｎ.Ａｃａｓｉｎｇｓｐｅｃｉｆｉｃａｔｉｏｎｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄａｔｔｈｅｔｉｍｅｏｆｍｉｓｓｉｎｇｏｆｃｅｍｅｎｔ２１１ ㊀㊀㊀石㊀油㊀机㊀械ＣＨＩＮＡＰＥＴＲＯＬＥＵＭＭＡＣＨＩＮＥＲＹ㊀２０２３年㊀第５１卷㊀第４期∗基金项目:国家自然科学基金青年基金项目 基于压裂过程中四维地质力学的套管变形机理及控制方法研究 (５２００４０１３)ꎻ中国石油天然气集团公司科技项目 钻完井及井下作业智能优化系统研发－基于智能计算理论的多场耦合作用下井筒完整性评价与控制参数优化技术研究(２０２１ＤＪ７４０１) ꎮｓｈｅａｔｈｉｓｆｉｎａｌｌｙｆｏｒｍｅｄ.ＴｈｅｓｔｕｄｙｒｅｓｕｌｔｓｐｒｏｖｉｄｅａｂａｓｉｓｆｏｒｔｈｅｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎｏｆｓｔｅｅｌｇｒａｄｅａｎｄｗａｌｌｔｈｉｃｋｎｅｓｓｏｆｃａｓｉｎｇｉｎｔｈｅＭａｌｉｎｇｏｉｌｆｉｅｌｄ.Ｋｅｙｗｏｒｄｓ:ｈｙｄｒａｕｌｉｃｆｒａｃｔｕｒｉｎｇꎻｍｉｓｓｉｎｇｏｆｃｅｍｅｎｔｓｈｅａｔｈꎻｃａｓｉｎｇｄｅｆｏｒｍａｔｉｏｎꎻｓａｆｅｔｙｃｏｅｆｆｉｃｉｅｎｔꎻｗａｌｌｔｈｉｃｋｎｅｓｓꎻｓｔｒｅｓｓｃｈａｎｇｅ０㊀引㊀言油气井水泥环的作用是封隔地层避免发生流体窜流ꎬ有效支撑套管减少地层挤压作用ꎬ其完整性会对套管受力直接产生影响[１－３]ꎮ针对此ꎬ前人开展了一系列研究ꎮ２０世纪９０年代ꎬＥ Ｐ.ＣＥＲ￣ＮＯＣＫＹ等[４]针对水泥环缺失几何模型开展研究ꎻ同时ꎬ鉴于地应力和套管内压共同作用下井筒解析计算较为复杂ꎬ许多学者采用有限元方法计算不同水泥环缺陷条件下套管的应力状态[５－７]ꎮ杨雄文㊁陈勇㊁曹畅㊁李若莹㊁蒋可等[８－１２]采用数值模拟方法计算了不同水泥环缺失程度下套管应力的变化ꎮ考虑到套管压裂实际工况ꎬ范明涛㊁郭雪利㊁窦益华㊁李皋等[１３－１６]分析了高内压与三围地应力共同作用下的套管应力状态ꎮ但这些研究主要是针对固井后水泥环局部缺失开展的研究ꎬ未考虑水泥环环状缺失的实际情况ꎮ练章华等[１７]开展了水泥环纵向缺失高度对于套管应力的影响ꎬ但是却没有考虑井口压力㊁井深等条件对于套管应力及套管安全系数的影响ꎮ图１㊀固井空套管层段示意及测井图Ｆｉｇ １㊀Ｓｃｈｅｍａｔｉｃｄｉａｇｒａｍｏｆｅｍｐｔｙｃａｓｉｎｇｓｅｃｔｉｏｎａｎｄｃｅｍｅｎｔｂｏｎｄｌｏｇ为此ꎬ笔者基于长庆油田固井过程中出现的水泥环环状缺失(空套管段)和出现位置位于直井段且不固定的实际情况ꎬ考虑直井段地层力学特性变化㊁井筒套管内压变化以及水泥环纵向缺失位置变化ꎬ建立了水泥环环状缺失套管应力计算模型ꎬ分析了全井筒不同位置处套管应力以及安全系数变化规律ꎬ研究了不同井口压力㊁不同套管规格(钢级和壁厚)条件下套管应力状态和安全系数ꎬ提出了采用组合式套管预防水泥环环状缺失工况的解决办法ꎮ研究结果可为马岭油田套管钢级和壁厚的优选提供依据ꎮ１㊀工程概况及力学模型１ １㊀水泥环环状缺失工程概况长庆马岭油田部分井区在钻完井过程中ꎬ面临直井段压力系数低(０ ７~０ ８)㊁易漏失的问题ꎮ尤其是固井过程中ꎬ容易出现固井时候水泥浆沿地层渗漏的情况ꎬ导致部分区域出现一定长度的水泥环环状缺失ꎮ以合－Ｘ井为例ꎬ固井后对于井筒进行声波测井ꎬ测井结果表明在１１００~１２９０ｍ的井深处出现了明显环状缺失情况ꎬ且水泥环环状缺失长度为８~４２ｍ不等ꎬ这些位置均为空套管ꎬ如图１所示ꎮ与此同时ꎬ分析结果表明该区域其他井均出现了类似的情况ꎬ水泥环环状缺失段分布于５００~１６００ｍ井深位置处ꎮ该区域油气开发通常采用套管水力压裂的方式ꎬ水力压裂的过程中空套管位置套管应力超过屈服强度ꎬ导致套管变形频繁出现ꎬ对该区域油气井的使用寿命产生了显著影响ꎮ针对此ꎬ基于工程实际开展相关研究ꎬ建立合适钢级或壁厚套管的优选方法具有极为重要的意义ꎮ１ ２㊀套管载荷力学模型对于套管－水泥环－地层井筒组合体ꎬ套管承受内压以及来自于地层的外挤力(非均匀地应力)ꎬ外挤力通过水泥环传递至套管ꎮ出现水泥环环状缺失后ꎬ缺少了水泥环的支撑且地应力无法传３１１ ２０２３年㊀第５１卷㊀第４期丁建新ꎬ等:水泥环缺失套管安全系数计算及规格优选㊀㊀㊀递ꎬ导致在水泥环缺失位置和水泥环完好位置的界面处形成剪切作用ꎬ套管应力显著增加㊁容易发生变形ꎮ界面处套管应力主要受２方面因素的影响:①环状缺失段长度对套管应力的影响ꎮ练章华等[１７]针对此开展了相关研究ꎬ指出缺失段长度为８０ｍｍ时界面处套管应力最大ꎮ长庆油田水泥环环状缺失段往往在１０ｍ以上ꎬ因此该因素的影响较小ꎮ②环状缺失段所处位置载荷及地层力学参数差异性对套管应力的影响ꎮ环状缺失段位置的差异性导致非均匀地应力存在差异且套管内压也存在差异ꎬ地层力学参数也存在差异ꎬ进而导致剪切作用界面处套管应力也发生变化ꎮ２㊀数值模型２ １㊀几何模型考虑长庆马岭油田工程实际进行建模ꎬ井身结构为二开井ꎬ一开井次套管下深为３００ｍꎬ二开井次套管下入到井底ꎬ水泥环环状缺失出现在套管二开井次ꎮ建立相应的几何模型如图２所示ꎮ该模型由套管－水泥环－地层组成ꎬ套管㊁水泥环的几何尺寸与工程实际一致ꎮ图２㊀几何模型Ｆｉｇ ２㊀Ｇｅｏｍｅｔｒｉｃｍｏｄｅｌ整个模型中ꎬ地层截面尺寸为３ｍˑ３ｍꎬ是井眼直径的１０倍以上ꎬ可以有效避免数值模拟过程中存在的尺寸效应ꎮ模型两端均有１ ５ｍ长的水泥环ꎬ用以表征常规套管－水泥环－地层段ꎮ模型的中部无水泥环ꎬ用以表征水泥环环状缺失段ꎬ该段长度可以根据实际缺失段长度进行调整ꎬ以作为不同条件下分析套管应力变化的依据ꎮ２ ２㊀网格划分及边界条件基于前述几何模型ꎬ建立相应的数值模型ꎬ其中套管－水泥环－地层模型均采用结构化网格ꎬ如图３所示ꎮ在边界条件的施加上ꎬ采用ＰｒｅｄｅｆｉｎｅｄＦｉｅｌｄ的方法施加三维地应力场ꎬ最大㊁最小水平地应力和垂向地应力梯度分别为每１００ｍ２ ３８㊁２ ０５和２ ５５ＭＰａꎬ直井段垂深为１８００ｍꎬ压裂液密度为１ ０１ｇ/ｃｍ３ꎮ地层力学特性以马岭油田测井数据为基础进行设置ꎮ井筒材料参数如表１所示ꎮ其中套管钢级Ｎ８０ꎬ屈服强度为５５２ＭＰａꎬ壁厚为７ ７２ｍｍꎮ图３㊀网格划分Ｆｉｇ ３㊀Ｇｒｉｄｄｉｖｉｓｉｏｎ表１㊀套管－水泥环－地层几何及力学参数Ｔａｂｌｅ１㊀Ｇｅｏｍｅｔｒｉｃａｎｄｍｅｃｈａｎｉｃａｌｐａｒａｍｅｔｅｒｓｏｆｃａｓｉｎｇꎬ３㊀结果与讨论３ １㊀套管应力及安全系数３ １ １㊀套管应力沿程变化直井段垂深为１８００ｍ时ꎬ井口压力为４０ＭＰａꎬ静液柱压力为１８ ２ＭＰａꎬ套管最大内压为５８ ２ＭＰａꎮ最大㊁最小水平主应力分别为４３㊁３７和４６ＭＰａꎬ计算最深位置套管应力ꎬ考虑水泥环完整段和水泥环环状缺失段共存的情况ꎮ图４为套管应力沿周向分布规律ꎮ由图４可知ꎬ同等力学环境条件中ꎬ套管应力在有水泥环段过度到环形缺失段时ꎬ套管应力出现了明显的提高ꎬ主要是因为缺少了水泥环对于套管的支撑作用ꎮ套管应力的最大值出现在水泥环缺失位置和水泥环完好位置的界面处ꎬ这与练章华等[１７]得到的结论类似ꎮ由图４可知ꎬ水泥环完好位置处套管应力为２１７ ６ＭＰａꎬ而缺失位置处最大套管应力为４８３ ３ＭＰａꎬ套管应力增加了１２２ １％ꎮ对于Ｎ８０套管ꎬ该处最大套管应力已临近其屈服强度(５５２ＭＰａ)ꎮ长庆油田套管安全系数通常设置为１ ２５ꎬ按照该安全系数计算ꎬ水泥环完整时套管安全系数为４１１ ㊀㊀㊀石㊀油㊀机㊀械２０２３年㊀第５１卷㊀第４期２ ５４ꎬ水泥环环状缺失段安全系数为１ １４ꎬ已经无法满足现场作业的要求ꎮ图４㊀套管应沿程变化Ｆｉｇ ４㊀Ｃｈａｎｇｅｏｆｃａｓｉｎｇｓｔｒｅｓｓａｌｏｎｇｔｈｅａｘｉａｌｄｉｒｅｃｔｉｏｎ３ １ ２㊀安全系数沿井筒变化固井作业过程中ꎬ水泥浆出现漏失的位置难以预测ꎬ使得水泥环环状缺失也有可能出现在直井段任意位置ꎮ在分析套管应力和安全系数过程中ꎬ需要考虑全井筒(直井段)实际情况ꎬ以计算套管应力最大位置或者安全系数最小处ꎬ优选套管规格ꎮ图５展示了套管最大应力随井深变化规律ꎮ由图５可以看出:图５㊀直井段套管最大应力随井深变化Ｆｉｇ ５㊀Ｖａｒｉａｔｉｏｎｏｆｍａｘｉｍｕｍｓｔｒｅｓｓｏｆｃａｓｉｎｇｉｎｖｅｒｔｉｃａｌｈｏｌｅｓｅｃｔｉｏｎｗｉｔｈｗｅｌｌｄｅｐｔｈ(１)水泥环完整时ꎬ随着井深不断增加套管应力不断降低ꎮ主要是因为初始套管内压较大ꎬ随井深不断增加ꎬ地应力和套管内压不断增加ꎬ但套管内压增加的速度要低于地应力增加速度ꎬ导致两者之间压差不断减小ꎬ使得套管应力不断降低ꎮ(２)水泥环环状缺失时ꎬ随着缺失位置的不断增加套管应力不断增加ꎮ主要是因为井深的增加导致套管内压增加ꎬ水泥环缺失段套管应力不断增加ꎮ与此同时ꎬ地应力也在不断增加ꎬ导致水泥环完整段和缺失段界面处的剪切作用更加显著ꎮ现在工程计算套管安全系数时ꎬ安全系数是管体最小屈服强度内压和套管内压的比值[１８]:ｐｉ＝０ ８７５ˑ２ＹＰｔＤ(１)η１＝ｐｉｐｉｎ￣ｄｅｐｔｈˑ１００％(２)㊀㊀该方法没有考虑水泥环环状缺失的情况ꎮ因此需要计算在该情况下的具体应力ꎬ以便对套管的规格进行优选ꎮ对于套管的应力安全系数进行计算:η２＝σｉＹｐˑ１００％(３)式中:ｐｉ为管体最小抗内压强度ꎬＭＰａꎻＹＰ为管体的最小屈服强度ꎬＭＰａꎻｔ为套管名义壁厚ꎬｍｍꎻＤ为套管名义外径ꎬｍｍꎻ０ ８７５是考虑壁厚不均而引入的系数ꎻｐｉｎ￣ｄｅｐｔｈ为套管内压ꎬＭＰａꎻσｉ为套管压力ꎬＭＰａꎻη１㊁η２分别为不同条件下计算的安全系数ꎬ无量纲ꎮ图６为水泥环缺失时套管安全系数随井深的变化ꎮ设定套管的临界安全系数为１ ２５ꎮ由图６可以看出ꎬ随着井深的不断增加ꎬ套管安全系数均不断降低ꎮ采用传统安全系数计算方法ꎬ即便当水泥环环状缺失位置为１８００ｍ时ꎬ套管安全系数为１ ２６ꎬ仍高于安全系数临界值ꎬ说明套管在该情况下可用ꎮ但如果采用应力安全系数分析ꎬ水泥环环状缺失出现在１３００ｍ时ꎬ安全系数就已经开始低于临界值ꎮ这表示对于１３００ｍ以下的套管ꎬ要采取优化套管规格(提升钢级或者增加壁厚)的方式ꎬ才能满足完井的安全要求ꎮ由此可以看出ꎬ采用应力安全系数可以更好地保障套管的完整性ꎬ更适合出现水泥环环状缺失的情况ꎮ图６㊀套管安全系数随井深变化Ｆｉｇ ６㊀Ｖａｒｉａｔｉｏｎｏｆｓａｆｅｔｙｆａｃｔｏｒｏｆｃａｓｉｎｇｗｉｔｈｗｅｌｌｄｅｐｔｈ３ ２㊀套管钢级影响规律当井身结构参数和地质力学参数不变时ꎬ压裂时的井口压力对于套管应力影响最为显著ꎮ图７为不同井口压力条件下套管应力ꎮ从图７可以看出ꎬ在同等直井段井深的条件下ꎬ随着井口压力的不断增加ꎬ套管应力不断升高ꎮ５１１ ２０２３年㊀第５１卷㊀第４期丁建新ꎬ等:水泥环缺失套管安全系数计算及规格优选㊀㊀㊀图７㊀不同井口压力条件下套管应力Ｆｉｇ ７㊀Ｃａｓｉｎｇｓｔｒｅｓｓａｔｄｉｆｆｅｒｅｎｔｗｅｌｌｈｅａｄｐｒｅｓｓｕｒｅｓ针对此ꎬ在套管外径以及壁厚不变的情况下ꎬ可以对套管的钢级进行提升ꎮ目前马岭油田较为常用的套管钢级为Ｎ８０和Ｐ１１０ꎮ基于前述分析ꎬ考虑不同钢级套管的屈服强度ꎬ对于存在水泥环环状缺失时套管的安全系数进行计算ꎬ如图８所示ꎮ由图８可见:图８㊀不同井口压力条件下不同钢级套管安全系数Ｆｉｇ ８㊀Ｓａｆｅｔｙｆａｃｔｏｒｏｆｃａｓｉｎｇｗｉｔｈｄｉｆｆｅｒｅｎｔｓｔｅｅｌｇｒａｄｅｓａｔｄｉｆｆｅｒｅｎｔｗｅｌｌｈｅａｄｐｒｅｓｓｕｒｅｓ(１)套管钢级为Ｎ８０时ꎮ当井口压力为４０ＭＰａꎬ环状缺失出现在１３００ｍ以上时ꎬ安全系数高于１ ２５ꎬ可以使用Ｎ８０钢级的套管ꎻ当环状缺失出现在１３００ｍ以下ꎬＮ８０钢级的套管安全系数低于临界安全系数ꎬ需要更换更高钢级套管ꎬ如Ｐ１１０钢级的套管ꎬ才能确保套管的安全ꎮ当井口压力为５５和７０ＭＰａ时ꎬ即便在井深３００ｍ处出现环状缺失ꎬ套管安全系数也低于临界安全系数ꎬ需要使用更高钢级套管ꎮ(２)当套管钢级为Ｐ１１０时ꎮ当井口压力为４０和５５ＭＰａꎬＰ１１０套管的安全系数始终高于临界安全系数ꎬ说明在该情况下在直井段任意位置出现环状缺失时ꎬ使用Ｐ１１０套管均可以保证套管的安全性ꎮ当井口压力为７０ＭＰａ时ꎬ即便在井深３００ｍ处出现环状缺失ꎬ套管安全系数也低于临界安全系数ꎬ在该情况下ꎬ只能更换更高钢级的套管或者对于套管的壁厚进行调整ꎬ才能确保套管的安全系数低于临界值ꎮ３ ３㊀套管壁厚影响规律当井口压力较高时ꎬ套管发生屈服的风险较大ꎮ基于前人研究可知ꎬ改变套管的径厚比也有利于提升套管的安全性ꎮ针对此ꎬ研究当井口压力为７０ＭＰａ时ꎬ保持套管外径不变㊁选择不同壁厚套管时套管应力及安全系数随直井段井深的变化规律ꎮ套管壁厚选择马岭油田常用的７ ７２㊁９ １７和１０ ５４ｍｍꎮ图９展示了不同套管壁厚条件下水泥环缺失段套管应力随着直井段井深变化的规律ꎮ套管外径不变ꎬ增加套管壁厚(降低径厚比)有利于降低套管应力ꎮ由图９可见:当井口压力为７０ＭＰａꎬ套管壁厚为７ ７２ｍｍ时ꎬ套管应力从井口至最深处始终高于Ｎ８０套管的屈服强度ꎻ但是当套管壁厚为９ １７ｍｍ时ꎬ只有当井深深于１０００ｍ时ꎬ套管应力才会大于Ｎ８０套管的屈服强度ꎻ与此同时ꎬ套管壁厚为１０ ５４ｍｍ时ꎬ套管应力则始终低于套管的屈服强度ꎮ由此可以看出ꎬ选择合适径厚比的套管ꎬ有利于套管完整性的保护ꎮ图９㊀不同套管壁厚下套管应力Ｆｉｇ ９㊀Ｃａｓｉｎｇｓｔｒｅｓｓａｔｄｉｆｆｅｒｅｎｔｃａｓｉｎｇｗａｌｌｔｈｉｃｋｎｅｓｓｅｓ基于前述分析ꎬ考虑套管钢级和壁厚同时进行优选的情况ꎬ计算不同钢级㊁壁厚条件下水泥环缺失段套管的安全系数以及随井深变化规律ꎬ如图１０所示ꎮ由图１０可见:当井口压力为７０ＭＰａꎬ使用７ ７２ｍｍ壁厚套管时ꎬ无论是Ｎ８０还是Ｐ１１０钢级ꎬ在任意位置处套管的安全系数始终低于临界安全系数ꎮ当套管壁厚为９ １７ｍｍ的时候ꎬＮ８０套管安全系数依然无法满足要求ꎻＰ１１０套管适用于直井段井深低于１８００ｍ的井ꎬ因为在当井深达到１８００ｍ的时候ꎬ水泥环环状缺失段安全系数已经达到临界值ꎮ当套管壁厚为１０ ５４ｍｍ时ꎬ使用Ｎ８０套管ꎬ在井深低于５００ｍ出现环状缺失时ꎬ安 ６１１ ㊀㊀㊀石㊀油㊀机㊀械２０２３年㊀第５１卷㊀第４期全系数会低于临界安全系数ꎻ使用Ｐ１１０套管时ꎬ无论环状缺失出现在什么位置ꎬ套管均可以满足要求ꎮ图１０㊀不同钢级－壁厚的套管安全系数Ｆｉｇ １０㊀Ｓａｆｅｔｙｆａｃｔｏｒｏｆｃａｓｉｎｇｗｉｔｈｄｉｆｆｅｒｅｎｔｓｔｅｅｌｇｒａｄｅｓａｎｄｗａｌｌｔｈｉｃｋｎｅｓｓｅｓ４㊀实例分析基于前述方法ꎬ考虑合－Ｘ井工程及地质的实际条件ꎬ且综合考虑优选套管钢级和壁厚时套管安全系数的变化ꎬ分析该井使用组合式套管时的选取方法ꎮ其中ꎬ井底最大㊁最小水平地应力和垂向地应力随着垂深的增加而增加ꎬ其相应的梯度分别为每１００ｍ２ ３８㊁２ ０５和２ ５５ＭＰａꎬ直井段井深最深为２１００ｍꎬ压裂液密度为１ ０１ｇ/ｃｍ３ꎮ井口压力为６２ＭＰａꎮ图１１展示了考虑存在水泥环环状缺失可能出现在直井段任意位置时ꎬ该井不同钢级不同壁厚套管安全系数ꎮ图１１㊀不同钢级不同壁厚套管安全系数Ｆｉｇ １１㊀Ｓａｆｅｔｙｆａｃｔｏｒｏｆｃａｓｉｎｇｗｉｔｈｄｉｆｆｅｒｅｎｔｓｔｅｅｌｇｒａｄｅｓａｎｄｗａｌｌｔｈｉｃｋｎｅｓｓｅｓ由图１１可以看出ꎬ如果要选用Ｎ８０钢级的套管ꎬ那么只能选择壁厚１０ ５４ｍｍ的套管ꎬ且下深只能下到１２００ｍꎮ当井深大于该深度时ꎬ如果出现环状缺失ꎬ那么就会导致安全系数大于临界安全系数ꎮ因此当井深超过１２００ｍ时ꎬ只能选择Ｐ１１０钢级的套管ꎬ且该情况下壁厚只能为９ １７或者１０ ５４ｍｍꎮ如果要选用Ｐ１１０钢级的套管ꎬ当选择的套管壁厚为７ ７２ｍｍ时ꎬ那么套管下入井深小于１１００ｍ时ꎬ套管安全系数满足要求ꎬ继续下入的话只能选择更大壁厚的套管ꎬ更换为９ １７或者１０ ５４ｍｍ的套管ꎮ５㊀结㊀论(１)针对长庆马岭油田出现的水泥环环状缺失问题ꎬ建立了套管－环状缺失水泥环－地层有限元模型ꎬ研究了水泥环缺失时套管轴向应力分布规律ꎮ研究表明ꎬ水泥环环状缺失导致套管应力显著增加ꎬ最大应力出现在缺失界面位置ꎮ(２)研究了直井段水泥环缺失处套管应力随井深的变化规律ꎬ且分析了不同井口压力带来的影响ꎮ随着井口压力的不断增加ꎬ或随着井深的不断增加ꎬ水泥环缺失处套管应力不断增加ꎬ安全系数不断降低ꎮ(３)研究了不同井口压力作用下套管钢级和径厚比对于直井段套管安全系数的影响规律ꎮ提升套管钢级和降低径厚比都有利于套管安全系数的提升ꎬ保持合理的内压是防控水泥环缺失段套管变形的有效防范措施ꎮ(４)建立了一种优选组合式套管的方法ꎮ可利用该方法分析不同规格套管安全系数的极限井深ꎬ作为完井过程中预防和控制套管变形的依据ꎮ参㊀考㊀文㊀献[１]㊀ＧＯＯＤＷＩＮＫＪ.Ｏｉｌｗｅｌｌ/ｇａｓｗｅｌｌｃｅｍｅｎｔ￣ｓｈｅａｔｈｅｖａｌｕａ￣ｔｉｏｎ[Ｊ].ＪｏｕｒｎａｌｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙꎬ１９９７ꎬ４９(１２):１３３９－１３４３.[２]㊀ＧＯＯＤＷＩＮＫＪꎬＣＲＯＯＫＲＪ.Ｃｅｍｅｎｔｓｈｅａｔｈｓｔｒｅｓｓｆａｉｌｕｒｅ[Ｊ].ＳＰＥＤｒｉｌｌｉｎｇ＆Ｃｏｍｐｌｅｔｉｏｎꎬ１９９２ꎬ７(４):２９１－２９６.[３]㊀席岩ꎬ柳贡慧ꎬ李军ꎬ等.力－热耦合作用下套管应力瞬态变化研究[Ｊ].石油机械ꎬ２０１７ꎬ４５(６):８－１２.ＸＩＹꎬＬＩＵＧＨꎬＬＩＪꎬｅｔａｌ.Ｓｔｕｄｙｏｎｃａｓｉｎｇｔｒａｎｓｉｅｎｔｓｔｒｅｓｓｕｎｄｅｒｔｈｅｒｍｏ￣ｍｅｃｈａｎｉｃａｌｃｏｕｐｌｉｎｇｅｆｆｅｃｔ[Ｊ].ＣｈｉｎａＰｅｔｒｏｌｅｕｍＭａｃｈｉｎｅｒｙꎬ２０１７ꎬ４５(６):８－１２.[４]㊀ＣＥＲＮＯＣＫＹＥＰꎬＳＣＨＯＬＩＢＯＦＣ.Ａｐｐｒｏａｃｈｔｏｃａｓｉｎｇｄｅｓｉｇｎｆｏｒｓｅｒｖｉｃｅｉｎｃｏｍｐａｃｔｉｎｇｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ[Ｃ]ʊＳＰＥＡｎｎｕａｌＴｅｃｈｎｉｃａｌＣｏｎｆｅｒｅｎｃｅａｎｄＥｘｈｉｂｉｔｉｏｎ.Ｄａｌｌａｓꎬ７１１ ２０２３年㊀第５１卷㊀第４期丁建新ꎬ等:水泥环缺失套管安全系数计算及规格优选㊀㊀㊀Ｔｅｘａｓ:ＳＰＥꎬ１９９５:ＳＰＥ３０５２２－ＭＳ. [５]㊀ＬＩＡＮＺＨꎬＹＵＨꎬＬＩＮＴＪꎬｅｔａｌ.Ａｓｔｕｄｙｏｎｃａｓｉｎｇｄｅｆｏｒｍａｔｉｏｎｆａｉｌｕｒｅｄｕｒｉｎｇｍｕｌｔｉ￣ｓｔａｇｅｈｙｄｒａｕｌｉｃｆｒａｃｔｕ￣ｒｉｎｇｆｏｒｔｈｅｓｔｉｍｕｌａｔｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｖｏｌｕｍｅｏｆｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｓｈａｌｅｗｅｌｌｓ[Ｊ].ＪｏｕｒｎａｌｏｆＮａｔｕｒａｌＧａｓＳｃｉｅｎｃｅａｎｄＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇꎬ２０１５ꎬ２３:５３８－５４６.[６]㊀ＸＩＹꎬＬＩＪꎬＬＩＵＧＨꎬｅｔａｌ.Ａｎｅｗｎｕｍｅｒｉｃａｌｉｎｖｅｓｔｉ￣ｇａｔｉｏｎｏｆｃｅｍｅｎｔｓｈｅａｔｈｉｎｔｅｇｒｉｔｙｄｕｒｉｎｇｍｕｌｔｉｓｔａｇｅｈｙ￣ｄｒａｕｌｉｃｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｓｈａｌｅｇａｓｗｅｌｌｓ[Ｊ].ＪｏｕｒｎａｌｏｆＮａｔｕｒａｌＧａｓＳｃｉｅｎｃｅａｎｄＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇꎬ２０１８ꎬ４９:３３１－３４１. [７]㊀麦洋ꎬ莫丽ꎬ傅栋ꎬ等.固井质量对页岩气井水平井段套管失效的影响[Ｊ].石油机械ꎬ２０１９ꎬ４７(１２):１２３－１３０.ＭＡＩＹꎬＭＯＬꎬＦＵＤꎬｅｔａｌ.Ｅｆｆｅｃｔｏｆｃｅｍｅｎｔｉｎｇｑｕａｌｉｔｙｏｎｃａｓｉｎｇｆａｉｌｕｒｅｉｎｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｓｅｃｔｉｏｎｏｆｓｈａｌｅｇａｓｗｅｌｌ[Ｊ].ＣｈｉｎａＰｅｔｒｏｌｅｕｍＭａｃｈｉｎｅｒｙꎬ２０１９ꎬ４７(１２):１２３－１３０.[８]㊀杨雄文ꎬ巨亚锋.固井水泥环缺陷对套管强度影响仿真分析[Ｊ].石油矿场机械ꎬ２００７ꎬ３６(９):４９－５２.ＹＡＮＧＸＷꎬＪＵＹＦ.Ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎａｎａｌｙｓｉｓｏｆｉｎｆｌｕｅｎｃｅａｂｏｕｔｃｅｍｅｎｔｔｏｃａｓｉｎｇｓｔｒｅｓｓ[Ｊ].ＯｉｌＦｉｅｌｄＥｑｕｉｐ￣ｍｅｎｔꎬ２００７ꎬ３６(９):４９－５２.[９]㊀陈勇ꎬ练章华ꎬ陈敏ꎬ等.水泥环周向缺失的热采井井筒热应力耦合分析[Ｊ].石油钻采工艺ꎬ２００８ꎬ３０(２):１０８－１１０.ＣＨＥＮＹꎬＬＩＡＮＺＨꎬＣＨＥＮＭꎬｅｔａｌ.Ｔｈｅｒｍａｌ￣ｓｔｒｅｓｓｃｏｕｐｌｉｎｇａｎａｌｙｓｉｓｏｆｔｈｅｒｍａｌｒｅｃｏｖｅｒｙｗｅｌｌｓｗｉｔｈｃｅｍｅｎｔｓｈｅａｔｈｃｉｒｃｕｍｆｅｒｅｎｔｉａｌｄｉｓｃｏｎｔｉｎｕｉｔｙ[Ｊ].ＯｉｌＤｒｉｌｌｉｎｇ＆ＰｒｏｄｕｃｔｉｏｎＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙꎬ２００８ꎬ３０(２):１０８－１１０. [１０]㊀曹畅ꎬ周香玲ꎬ石立华.固井水泥环缺陷与套管承载能力关系研究[Ｊ].混凝土与水泥制品ꎬ２０１１(１２):３２－３４.ＣＡＯＣꎬＺＨＯＵＸＬꎬＳＨＩＬＨ.Ｒｅｓｅａｒｃｈｏｎｒｅｌａｔｉｏｎ￣ｓｈｉｐｂｅｔｗｅｅｎｓｈｅａｔｈｄｅｆｅｃｔｏｆｗｅｌｌｃｅｍｅｎｔｉｎｇａｎｄｂｅａｒ￣ｉｎｇｃａｐａｃｉｔｙｏｆｃａｓｉｎｇ[Ｊ].ＣｈｉｎａＣｏｎｃｒｅｔｅａｎｄＣｅ￣ｍｅｎｔＰｒｏｄｕｃｔｓꎬ２０１１(１２):３２－３４.[１１]㊀李若莹ꎬ谢亚雄ꎬ梅超超.水泥环对套管应力影响的模拟与分析[Ｊ].石油化工应用ꎬ２０１４ꎬ３３(１０):３０－３３ꎬ３９.ＬＩＲＹꎬＸＩＥＹＸꎬＭＥＩＣＣ.Ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎａｎｄａｎａｌｙｓｉｓｏｆｅｆｆｅｃｔｏｆｃｅｍｅｎｔｒｉｎｇｏｎｃａｓｉｎｇｓｔｒｅｓｓ[Ｊ].Ｐｅｔｒｏ￣ｃｈｅｍｉｃａｌＩｎｄｕｓｔｒｙＡｐｐｌｉｃａｔｉｏｎꎬ２０１４ꎬ３３(１０):３０－３３ꎬ３９.[１２]㊀蒋可ꎬ李黔ꎬ陈远林ꎬ等.页岩气水平井固井质量对套管损坏的影响[Ｊ].天然气工业ꎬ２０１５ꎬ３５(１２):７７－８２.ＪＩＡＮＧＫꎬＬＩＱꎬＣＨＥＮＹＬꎬｅｔａｌ.Ｉｎｆｌｕｅｎｃｅｏｆｃｅ￣ｍｅｎｔｉｎｇｑｕａｌｉｔｙｏｎｃａｓｉｎｇｆａｉｌｕｒｅｓｉｎｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｓｈａｌｅｇａｓｗｅｌｌｓ[Ｊ].ＮａｔｕｒａｌＧａｓＩｎｄｕｓｔｒｙꎬ２０１５ꎬ３５(１２):７７－８２.[１３]㊀范明涛ꎬ柳贡慧ꎬ李军ꎬ等.页岩气井温压耦合下固井质量对套管应力的影响[Ｊ].石油机械ꎬ２０１６ꎬ４４(８):１－５.ＦＡＮＭＴꎬＬＩＵＧＨꎬＬＩＪꎬｅｔａｌ.Ｅｆｆｅｃｔｏｆｃｅｍｅｎｔｉｎｇｑｕａｌｉｔｙｏｎｃａｓｉｎｇｓｔｒｅｓｓｏｆｓｈａｌｅｇａｓｗｅｌｌｕｎｄｅｒｈｅａｔ￣ｍｅｃｈａｎｉｃａｌｃｏｕｐｌｉｎｇ[Ｊ].ＣｈｉｎａＰｅｔｒｏｌｅｕｍＭａｃｈｉｎｅｒ￣ｙꎬ２０１６ꎬ４４(８):１－５.[１４]㊀郭雪利ꎬ李军ꎬ柳贡慧ꎬ等.温－压作用下水泥环缺陷对套管应力的影响[Ｊ].石油机械ꎬ２０１８ꎬ４６(４):１１２－１１８.ＧＵＯＸＬꎬＬＩＪꎬＬＩＵＧＨꎬｅｔａｌ.Ｉｎｆｌｕｅｎｃｅｏｆｃｅ￣ｍｅｎｔｓｈｅａｔｈｄｅｆｅｃｔｏｎｃａｓｉｎｇｓｔｒｅｓｓｕｎｄｅｒｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ￣ｐｒｅｓｓｕｒｅｅｆｆｅｃｔ[Ｊ].ＣｈｉｎａＰｅｔｒｏｌｅｕｍＭａｃｈｉｎｅｒｙꎬ２０１８ꎬ４６(４):１１２－１１８.[１５]㊀窦益华ꎬ韦堃ꎬ罗敬兵ꎬ等.水泥环缺失对水平井套管强度安全性影响分析[Ｊ].石油机械ꎬ２０１９ꎬ４７(９):１７－２２.ＤＯＵＹＨꎬＷＥＩＫꎬＬＵＯＪＢꎬｅｔａｌ.Ａｎａｌｙｓｉｓｏｆｔｈｅｉｎｆｌｕｅｎｃｅｏｆｃｅｍｅｎｔｓｈｅａｔｈａｂｓｅｎｃｅｏｎｃａｓｉｎｇｓｔｒｅｎｇｔｈｓａｆｅｔｙｉｎｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌ[Ｊ].ＣｈｉｎａＰｅｔｒｏｌｅｕｍＭａ￣ｃｈｉｎｅｒｙꎬ２０１９ꎬ４７(９):１７－２２.[１６]㊀李皋ꎬ李泽ꎬ简旭ꎬ等.页岩膨胀应变及固井质量对套管变形的影响研究[Ｊ].特种油气藏ꎬ２０２１ꎬ２８(３):１３９－１４３.ＬＩＧꎬＬＩＺꎬＪＩＡＮＸꎬｅｔａｌ.Ｓｔｕｄｙｏｎｔｈｅｅｆｆｅｃｔｏｆｓｈａｌｅｅｘｐａｎｓｉｏｎｓｔｒａｉｎａｎｄｃｅｍｅｎｔｉｎｇｑｕａｌｉｔｙｏｎｃａｓｉｎｇｄｅｆｏｒｍａｔｉｏｎ[Ｊ].ＳｐｅｃｉａｌＯｉｌ＆ＧａｓＲｅｓｅｒｖｏｉｒｓꎬ２０２１ꎬ２８(３):１３９－１４３.[１７]㊀练章华ꎬ罗泽利ꎬ步宏光ꎬ等.水泥环环状缺失套损机理及防控措施[Ｊ].石油钻采工艺ꎬ２０１７ꎬ３９(４):４３５－４４１.ＬＩＡＮＺＨꎬＬＵＯＺＬꎬＢＵＨＧꎬｅｔａｌ.Ｍｅｃｈａｎｉｃａｌａｎｄｃｏｎｔｒｏｌｍｅａｓｕｒｅｓｏｎｃａｓｉｎｇｄａｍａｇｅｄｕｅｔｏａｎｎｕｌａｒａｂｓｅｎｃｅｏｆｃｅｍｅｎｔｓｈｅａｔｈ[Ｊ].ＯｉｌＤｒｉｌｌｉｎｇ＆Ｐｒｏｄｕｃ￣ｔｉｏｎＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙꎬ２０１７ꎬ３９(４):４３５－４４１. [１８]㊀«钻井手册»编写组.钻井手册[Ｍ].北京:石油工业出版社ꎬ２０１３.ＷｒｉｔｉｎｇＧｒｏｕｐｏｆＤｒｉｌｌｉｎｇＭａｎｕａｌ.Ｄｒｉｌｌｉｎｇｈａｎｄｂｏｏｋ[Ｍ].Ｂｅｉｊｉｎｇ:ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＩｎｄｕｓｔｒｙＰｒｅｓｓꎬ２０１３.㊀㊀第一作者简介:丁建新ꎬ高级工程师ꎬ生于１９８０年ꎬ现从事油田技术服务行业数字化转型研究工作ꎮ地址: (１０００４３)北京市石景山区ꎮＥ￣ｍａｉｌ:３１５７９１５８５＠ｑｑ ｃｏｍ通信作者:席岩ꎬＥ￣ｍａｉｌ:ｘｉｙａｎ＠ｂｊｕｔ ｅｄｕ ｃｎꎮ㊀收稿日期:２０２２－１０－２３(本文编辑㊀刘㊀锋)８１１ ㊀㊀㊀石㊀油㊀机㊀械２０２３年㊀第５１卷㊀第４期。
套管强度校核-emergent
套管浮
重：
按照环
空封固
Pf=
800米计
129.6/Pf= 2.09
用内查法 查得：外 挤压力系 数K'
Pcc=
K'= 0
Sc=
0 》1.0
内屈服 压力：
Mpa
（按照
套管全
掏空计
Pi=
16.06
算）
Sc= 1.35
》1.10
不会粘
粘卡： 10.59 <21.66MPa
Pf/Py= 0.1857
用内查法 查得：外 挤压力系 数K'
K'= Pcc= 15.4596
Sc= 1.31325 》1.0
Pi=
9.71
Sc= 3.56
Mpa （按照 套管全 掏空计 算）
》1.10
不会粘 4.91 <16.66Mpa 卡
0.991
该套管安
结论： 全。 2、95/8"套管
抗挤强 度：
井底泥 浆液柱 压力： （设计 水泥面 返高500
米）
Pm=
29.43 套管浮 重：
Pf=
111.68
Mpa （按照 套管半 掏空计 算）
按照环
空封固
800米计
ton
算
内屈服 压力：
Pf/Py= 0.37
用内查法 查得：外 挤压力系 数K'
K'= Pcc= 35.7335 Sc= 3.03547 》1.0
卡
0.979
Safety:
1.160671
粘卡： 3、7"尾 管
粘卡：
Mpa
（按照
套管全
掏空计
Pi=
常用力学计算公式
设计过程及计算一、提升装置提升力（伸长力）计算因活塞两侧受力面积相等，所以，F 提升＝F 伸长＝P ·A ＝P ·[0.25×π×（D 22 –D 12）]＝35MPa ×[0.25×3.14×(1662-95.52)]mm 2 ＝506522N ≈506.5KNF 提升＞500KN ，满足设计要求。
式中：● P ：提升装置额定工作压力，取35MPa ● F 提升 ：提升装置额定提升力，单位N ● F 伸长：提升装置额定伸长力，单位N● A ：受力面积,单位mm 2 ● D1：受力面外径，为166mm ● D2：受力面内径，为95.5mm二、传压管耐压强度校核1、传压管抗内压强度校核根据套管（D/δ>14）抗内压计算公式Dn P sδσ2=，得 )(4.4835875.02183352mm n PD s =⨯⨯⨯==σδ， δ小于实际设计壁厚8.5mm ，满足抗内压强度要求。
式中：● Pmax ：管内最高工作压力，单位MPa ，此处取Pmax ＝35MPa ● D ：管外径，单位mm● σs ：材料屈服极限，单位MPa ，材料为35CrMo ，取σs =835MPa ● P ：管子抗内压强度的压力，单位MPa ，● n ：安全系数，一般按壁厚的12.5%的负公差，取n ＝0.8752、传压管抗外压强度校核根据套管（D/δ>14）抗外压计算公式)046.0/503.2(-=δσD n P s ，得 =+=503.2/)]046.0([sn PD σδ7.44mm δ小于实际设计壁厚8.5mm ，满足抗外压强度要求。
式中：● Pmax ：管内最高工作压力，单位MPa ，此处取Pmax ＝35 MPa ● D ：管外径，单位mm● σs ：材料屈服极限，单位MPa ，材料为35CrMo ，取σs =835MPa ● P ：管子抗外压强度的压力，单位MPa ， ● n ：安全系数，取n ＝0.75三、下壳体耐压强度校核1、下壳体抗内压强度校核根据套管（D/δ>14）抗内压计算公式Dn P sδσ2=，得 )(91.4835875.02205352mm n PD s =⨯⨯⨯==σδ， δ小于实际设计壁厚10mm ，满足抗内压强度要求。
固井计算常用公式
常用固井计算公式一、伸长对比计算： 1、套管变形计算：ΔL 自＝Kf FE L G ***2*2； 式中：G ：套管单位长度的重量kg/m ；F ：套管横截面积cm 2；E ：弹性模量2.1×106kg/cm 2；L ：套管或钻具长度m ；Kf ：浮力系数=7.851ρ-；2、外力伸拉长：ΔL 外=FE Lkf P ***式中：P —外力，kg ； kf —浮力系数；L —上段被拉套管长度m ； E —弹性模量；F —被除拉套管面积；3、套管进扣量：ΔL 进=310**C N式中：C —进扣量，取0.002~0.0025；N —入井套管根数；4、套管内外密度变化引起套管轴向变形量： （1）管外流体密度变化引起的轴向变形：ΔL 外=1)-E(R L 1.0222套外ρμ∆R （2）管内流体密度变化引起的轴向变形：ΔL 内=1)-E(R L 0.122套内ρμ∆（3）浮力引起的轴向变形：ΔL 浮=EA)L A -(1.02套外外内内ρρ∆∆A式中：μ—波桑比，取0.30；ΔP —（密度增加，密度减少）；E ：弹性模量；A 内、A 外、A 本体—指横截面积cm 2；L —套管长，m 5、井口压力引起套管轴向变形（蹩压时）ΔL 井口=EAP A -P (04.0内内外外套∆∆A L6、最大上提拉力计算：下套管遇阻时在不考虑弯曲应力的情况下，上提套管时最大载荷在井口，可由下式计算：抗拉安全系数丝扣抗拉强度上提n P T =注：短期抗拉安全系数取1.60。
7、允许套管最大下压力计算2181K K I DD A P r ss⎪⎪⎭⎫⎝⎛=＋下压δ备注： K 1取1.8、K 2取1.75。
8、关闭分级箍循环孔增加的轴向载荷因该井套管下深较深，套管在空气中的重量达260t ，关闭分级箍循环孔的压力达18—20MPa ，对井口套管轴向载荷增加较大，增加的轴向载荷可根据下式计算：100/785.02关闭压力轴向力P d P ==79t9、关闭分级箍循环孔时上部套管的轴向变形量EFL P L 上部套管长外力轴向变形量⨯=∆37.77101.224001000796⨯⨯⨯⨯==1.17m10、下尾管或套管允许掏空深度和灌泥浆量及悬重变化因尾管或套管的抗挤强度远远高于回压凡尔的试泵压力，故下尾管或套管允许掏空深度按回压凡尔的试泵压25MPa 计算，并考虑2.5的安全系数，则：H 掏空=ρ⨯⨯⨯0.12.59.8025或者说 H 掏空=ρ⨯10/P m 试11、允许下套管速度计算：（1）下放尾管时允许泥浆上返速度尾管本体处允许上返速度取钻进时钻杆本体处环空上返速度，钻进排量如为20L/S ，井径取225mm 则上返速度：V 杆=杆环V Q（2）允许下放尾管速度计算：布科哈德公式，V 环=)5.0(*222管井管下D D D V -+由该公式中可知，V 环是知道的，由此可以求出V 下；式中，V 环，环空泥浆上返速度，m/s ；V 下，允许下放速度m/s ； D 井，井径，cm ；D 管，管柱外径，cm ；由上式可以计算出每米套管可下速度，求出每根套管的可下速度。
API套管抗内压标准解析
API套管抗内压标准解析滕学清;石桂军;朱金智;吕拴录;志明;秦宏德;董仁;王晓亮;马琰;徐永康【摘要】对API标准中关于套管水压试验压力、套管内屈服压力和套管内压性能试验等内容进行了解析，认为API规定的水压试验主要是检查套管管体是否渗漏，并非检查套管接头密封性能。
对套管内压至失效试验结果进行了分析，认为各项参数符合API标准的套管内屈服压力远远高于API TR 5C3－2008的内屈服压力规定值，应当按照API TR 5C3－2008规定的内屈服压力而不是静水压试验压力进行套管柱设计。
通过对套管内屈服压力计算公式进行解析，对套管接箍失效事故进行调查研究，认为对套管接箍外壁进行机械加工有利于防止深井和超深井发生接箍失效事故。
建议用户对套管上扣所用螺纹脂、水压试验压力和稳压时间、套管内屈服强度等主要性能进行严格要求。
%The API standards of casing hydrostatic testing pressure, casing internal yield pressure and resisting inner pressure performance were analyzed,and it was considered that the purpose of hydrostatic pressure test specified by API was mainly to inspect whether or not the casing pipe body leaked,but not to inspect the connection seal performance.Through the analysis on the internal pressure-to-failure test results,it was found that the internal yield pressure of the casings was much higher than that specified by API TR 5C3-2008 as long as the various parameters of the casings were in accordance with API specification.Thus the casings should be designed in accordance with casing internal yield pressure specified by API TR 5C3-2008,instead of the hydrostatic pressure. Through the analysis on the calculation formula of casing internal yield pressure and the investigation on the casing coupling accidents,it wasdeduced that casing couplings of deep well and ultra deep well could be prevented from failure by the machining on the casing coupling outside surface.It is suggested that the thread compounds, hydrostatic test pressure and hold time,and casing internal yield pressure etc.should be required strictly by users.【期刊名称】《理化检验-物理分册》【年(卷),期】2016(052)009【总页数】5页(P625-628,629)【关键词】API标准;套管;静水压试验;内屈服压力;接箍【作者】滕学清;石桂军;朱金智;吕拴录;志明;秦宏德;董仁;王晓亮;马琰;徐永康【作者单位】塔里木油田，库尔勒 841000;塔里木油田，库尔勒 841000;塔里木油田，库尔勒 841000;塔里木油田，库尔勒 841000; 中国石油大学材料科学与工程系，北京 102249;塔里木油田，库尔勒 841000;塔里木油田，库尔勒 841000;塔里木油田，库尔勒 841000;塔里木油田，库尔勒 841000;塔里木油田，库尔勒841000;塔里木油田，库尔勒 841000【正文语种】中文【中图分类】TE931+.2;TG115API标准规定了套管出厂之前的静水压试验压力和稳压时间，规定了套管内屈服压力。
套管强度校核
（2）支撑外压力
在无水泥段，因钻井液降解及固相沉降，其液柱压力
可能降低
对水泥封固段，可能水泥环并不完整，地层压力可能
作用于管柱上，按盐水柱计算支撑外压力可能比实际
外压力偏小，但可使有效内压力偏大而使管柱趋于安
Pob 0.0098 sw H 全。所以，在支撑外压力计算中一般无论是水泥面以
要按全掏空考虑的技术套管，有效外压力为
Poe 0.0098m H
（0≤H≤HL） 对于技术套管非全掏空的情况，有效外压力为 P 0.0098 H
oe m
Poe 0.0098 [ n H L ( n m ) H ] （ H L＜ H ≤ H B）
一、套管外载分析与计算
一是套管的尺寸、钢级与壁厚按照API规范，只是在螺纹
连接上采用非API标准的特殊螺纹连接型式，这主要是为 了解决螺纹连接的高密封要求问题；
二是套管的尺寸、壁厚与螺纹连接型式按照API规范，但
使用特殊的套管钢级，这是为了解决套管腐蚀和高应力 问题。
油井： 1.11510 4 ( H B H ) Pi Pp / e 0.0098 sw H
一、套管外载分析与计算
ρsw ρn ρsw ρo ρsw
曲线
注意图中，支撑外压和内压曲线的斜率变化。 （a） （b） （c） 对于表层套管或技术套管，有效内压力是井口最小，井底最大；
第一节
套管及套管柱强度设计
序言
套管柱的主要功 对套管的要求 圆度 能 壁厚均匀性 抗挤 抗腐蚀 最小的流动阻力 抗拉 良好的上扣性能及重复互 抗内压 换性能 耐磨（硬度指标） 密封
序言
套管柱的组成 由不同强度的套管段组成 原因： 套管受到各种类型外力作用，须具有一定强度。 外载大小、类型不同，所需的强度要求也不同， 须有一系列不同尺寸、不同强度的套管。即套管 系列。