海洋钻井手册--井身结构与套管设计

1 1 3 3
钻头尺寸 mm 88.9 88.9 95.3 95.3 95.3 104.8 107.9 107.9 107.9 114.3 117.5 120.6 120.6 123.8 149.2 152.4 155.6 155.6 212.7 215.9 215.9 219.1 228.6 228.6 244.5 244.5 304.8 311.1 311.1 374.6 374.6 381 444.5 469.9 469.9 469.9
表 3-1-1
孔隙压力剖面 地层破裂 / 坍塌压力剖面 塑性盐层和泥页岩位置 地层信息 渗透层位置或漏失层位置 断层、破碎地层等 淡水砂层位置 浅气层位置 地质目标 定向井数据 定向井轨迹 其他 完井需求 所需最小直径
井身结构设计所需基本数据列表
满足钻井和采油目标所需要的最小井眼直径 测试 / 测井工具外径 油管尺寸 封隔器及相关设备要求尺寸 井下安全阀外径 生产井资料 在完井、生产和井下作业中所需求的套管尺寸 法律、法规限制 库存情况或采办策略 钻机设备限制
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2．井身结构设计内容 按井内压力系统平衡原则设计出各层套管的下入深度。要求在同一井段的裸眼内保持 压力系统平衡，即在钻进、起下钻及井涌压井过程中不会压裂上部地层而发生井漏；在钻 井作业和下套管时不会发生压差卡钻、卡套管等复杂情况。当特殊地层造成不能正常钻进 时，应考虑适当调整井身结构。 开发井的井身结构设计通常采用自下而上的原则进行，最后一层套管的下入深度通常 取决于井深或地质要求，而完井的油层套管尺寸通常取决于完井和采油作业的要求。对于 预探井，也可以采用自上而下的原则进行设计，最后一层套管的尺寸应考虑地层评价的相 关要求。 无论采用自下而上还是自上而下井的设计方法，井身结构设计均应保证同一裸眼段内 满足压力平衡原则，达到防喷、防卡和防漏的目的，同一裸眼井段井身结构设计必须满足 的压力约束条件为： （1）防喷、防塌：
第一节
井身结构设计
一、井身结构设计原则 井身结构的设计在满足勘探开发要求的前提下，还应遵循安全作业和经济性的原则： 1．满足勘探和开发要求 （1）对于探井，井身结构设计应满足地质的资料要求（如：取心、测井、测试和加深 等） ，考虑探井作业的不确定性，应尽量预留一层技术套管。 （2）对于开发井，井身结构应满足完井、采油及增产作业的要求；为有效的保护油气 层，可考虑必要时增加一层技术套管。 2．压力平衡原则 压力平衡是井身结构设计的基本原则，在各井段均应满足压力平衡。套管下深确定原 则是：保证下部井段钻进、起下钻及压井作业中不压裂套管鞋处裸露地层。 3．安全作业原则 （1）满足相关法律、法规、标准和技术规范要求。 （2）尽量避免同一裸眼井段存在两套压力体系和漏、喷、塌、卡等复杂情况并存。 （3）井身结构设计应满足井控作业要求，包括安装分流器、防喷器及井控压井作业等。 （4）井内钻井液液柱压力和地层压力之间的压差，不致产生压差卡钻和卡套管等事故。 （5）如钻遇浅层气，井身结构设计应满足浅层气钻井要求。 （6）保证钻井作业期间的井眼稳定，应考虑易漏地层对井壁稳定的影响；当钻遇不稳 定地层时，井身结构设计应考虑该井段作业时间尽量小于井眼的失稳周期；应考虑盐岩层 和塑性泥岩层等特殊地层的影响。 （7）应考虑定向井作业的特殊要求。 4．经济性原则 （1）在满足安全、高效作业的前提下，减少套管层数。 （2）为全井顺利钻进创造条件，避免同一裸眼内同时存在漏、喷、塌、卡等复杂情况。 （3）套管和井眼尺寸的优选应考虑不同井眼尺寸的钻井效率和材料消耗，以缩短钻井 周期，降低建井成本。 二、井身结构设计方法 1．基础数据 1）地质基础数据 · 94 ·
ρ 设计≥ max{（ρ pmax+Sb） ，ρ cmax}
（2）防压差卡钻或卡套管： （ρ max-ρ pi）×Hi×0.00981 ≤ Δp （3）防井漏：
（3-1-1）
（3-1-2）
ρ max+Sf ≤ ρ fi ρ max=ρ 设计 +max（Sg，ρ ECD）
（4）防井涌时压漏地层：
（3-1-3） （3-1-4）
1
常用套管和钻头环空间隙
名义内径 mm 97.2 99.6 101.6 102.9 103.9 108.6 112 114.1 115.8 118.6 121.4 124.3 125.7 127.3 154.8 157.1 159.4 161.7 216.8 220.5 222.7 224.4 245.4 247.9 250.1 252.7 313.6 315.3 317.9 381.3 384.1 387.4 451 475.7 482.6 485.9 通径 mm in 94.0 96.4 98.4 99.8 100.7 105.4 108.8 111 112.6 115.4 118.2 121.1 122.6 124.1 151.6 153.9 156.2 158.5 212.8 216.5 218.4 220.4 241.4 243.9 246.2 248.8 309.7 311.4 313.9 376.5 379.4 382.6 446.2 470.9 477.8 481 3 /2
5 /2（139.7）
1
7.72 6.98 6.2 11.51
7（177.8）
10.36 9.19 8.05 13.84
8 /8 8 /2 8 /2 8 /8 9 9 95/8 95/8 12 12 /4
1 1 3 3
9 5/8（244.5）
11.99 11.05 10.03 13.84
103/4（273）
133/8 14 171/2
16
185/8
20
井眼尺寸（in）
16
20
24
26
套管尺寸（in）
16
185/8
20
24
30
图 3-1-1
套管与钻头尺寸配合
3）常用套管和钻头环空间隙 常用套管和钻头环空间隙见表 3-1-3。 · 97 ·
表 3-1-3
套管尺寸 外径 in（mm） 壁厚 mm 8.65 7.37 4 /2（114.3）
套管尺寸（in）
65/8
7
85/8
井眼尺寸（in）
77/8
81/2
83/4
105/8 113/4 117/8
套管尺寸（in）
85/8
95/8 97/8 121/4
103/4 141/2 143/4
133/8 14 171/2
井眼尺寸（in）
105/8
16
套管尺寸（in）
113/4 117/8 141/2 143/4
第三章
井身结构与套管设计
井身结构设计包括套管层次设计和各层套管下入深度的确定 , 以及井眼尺寸（钻头尺 寸）与套管尺寸的配合设计；套管设计包括载荷选取、套管材质、壁厚、钢级及连接形式 的设计。井身结构和套管设计是钻井工程设计的基础。合理的井身结构和套管设计，是油 气井钻井作业安全顺利的前提，是提高钻井效率，保护好储层的基础。
单位长度重 量，lbf/ft 15.5 13.5 11.6 10.5 9.5 18 15 13 11.5 23 20 17 15.5 14 32 29 26 23 53.5 47 43.5 40 60.7 55.5 51 45.5 72 68 61 84 75 65 87.5 133 106.5 94
· 98 ·
4．海洋油气井常用井身结构 海洋油气井设计已形成适应海洋环境的井身结构系列。 1）海洋常用套管程序 导管 常用海洋井身结构如图 3-1-2 所示。 海洋常用套管程序一般可分为：导管、表层套管、技术套 表层套管 管及生产套管、储层生产套管常为尾管。 （1）导管主要用作建立井口、支撑井口和防喷器组重量。 其下入泥面以下的深度，根据地层破裂强度和地层的承载能力 技术管 而确定，因使其要满足正常建立循环而不压裂地层，同时能够 满足支撑后续套管和井口的重量，一般取入泥 35 ～ 80m。隔 水导管常用尺寸为 762mm、609.6mm 和 508mm，在固定式生 技术管 产平台上钻丛式井，通常采用锤入法安装方式，探井采用钻入 法下入的方式。 浮 式 钻 井 装 置 通 常 使 用 外 径 762mm（30 ″） 、内径 油气层尾管 711.2mm（28″） 、钢级为 X52 或 B 级的套管作为导管。 自升式钻井平台或固定式钻井装置作业时，导管定义为隔 水导管，一般情况下应使用 762mm（30″）或 609.6mm（24″） 套管作隔水导管；在井口防喷器组较简单、重量轻、上下扶正 图 3-1-2 典型海洋井身结构 支撑较好以及水深较浅的情况下，可考虑用 508mm（20″）套管作隔水导管。隔水导管尺 寸、壁厚和钢级的选取，还应考虑相应的环境载荷，如风、浪、流和海冰条件等。 （2）表层套管用于安装井口防喷器、隔离表层疏松地层、含水砂层及防止钻井液漏失。 它常可提供足够的强度满足钻井和井控要求。表层套管通常要固井且水泥浆返至泥面。 （3）技术套管用于隔离不稳定井段、漏失层、压力异常地层以及暂不开采的油气层。 它常封固常压或异常压力区地层，且必须用水泥环隔离所有的产层。根据需要，部分油井 可能需要多层技术套管。最后一层技术套管可结合生产尾管，作为生产套管使用。 （4）生产套管（或尾管）用于封隔生产层，并在油管泄漏时承受油层压力。除正常生 产载荷外，还承受在二次采油或三次采油和增产措施期间的各种载荷。 2）海洋常用井身结构类型 下述的井身结构，已在海洋钻井实践中成功地应用。设计新井时，可根据井深、地层 情况和钻井难度等实际情况进行选用。 （1）海上常用井身结构类型见表 3-1-4，该类型一般用于深井和较复杂的高压气井。
3 /2 3 /4 3 /4 33/4 41/8 41/4 4 /4
1 1 1 5 3 3 5
6.35 5.69 5.21 9.19
5（127）
7.52 6.43 5.59 10.54 9.17
4 /4 4 /2 4 /8 4 /4 4 /4 4 /8 57/8 6 61/8 6 /8
1 3 1 1 5
地质基础数据包括：地层孔隙压力；地层破裂压力；地层坍塌压力；岩性剖面及风险 提示，如断层、盐岩层、塑性泥岩、严重垮塌和漏失层等；油气层深度及厚度；浅层气分 布范围及深度和邻井的相关资料等。 2）六个基础参数 井身结构设计六个基础参数与钻井液性能和钻井工艺技术水平有密切关系，将直接影 响井身结构设计。通过提高地层压力预测精度和油气井所在区域钻井工艺水平，可以达到 简化井身结构的目的。 井身结构设计六个基础参数可用当量密度表示，按以下范围选取： ：一般取 Sb=0.02 ～ 0.04g/cm3，或根据设计钻井液性能和钻 （1）抽汲压力允许值（Sb） 具组合及操作参数计算。 ：一般取 Sg=0.02 ～ 0.04g/cm3，或根据设计钻井液性能和钻 （2）激动压力允许值（Sg） 具组合及操作参数计算。 ：为防止预测的地层破裂压力偏低而定的安全余量，一般 （3）地层压裂安全增值（Sf） 3 取 Sf=0.03g/cm 。 ：该值衡量井涌的大小，一般取 Sk =0.05 ～ 0.10g/cm3； （4）井涌条件压力允许值（Sk） 当使用软件计算时，也可通过设定的井涌溢流量和井涌深度计算井涌条件允许值。 （5）正常压差允许值（Δpn） ：钻井液液柱压力与地层孔隙压力的最大压差允许值，压 差过大则容易造成压差卡钻，特别是卡套管，使施工业无法正常进行。正常压力井段一般 取 Δpn<12MPa。 ：在异常压力井段，取 Δpa<15MPa。 （6）异常压差允许值（Δpa） 3）完井和采油工艺要求 包括对生产套管的通径要求及后期增产措施等。 4）钻机能力 钻机选型（提升能力）应依据井身结构设计的最大套管柱重量并考虑解卡安全余量， 当钻机能力固定时，井身结构的设计应考虑钻机能力的限制。 5）套管库存情况 在满足安全钻井和生产要求的前提下，井身结构设计应尽量考虑套管的库存情况和采 办策略。 套管设计所需基本数据可参考表 3-1-1 进行收集。
环空间隙 mm 5.1 7.5 3.1 4.5 5.4 3.8 4.1 6.2 7.9 4.3 3.9 3.7 5.1 3.5 5.6 4.7 3.8 6.1 4.1 4.6 6.8 5.3 16.7 19.3 5.6 8.2 8.8 4.2 6.8 6.7 9.5 6.4 6.5 5.8 12.7 15.8
� max � Sf � Sk �
上述式中
H pmax Hi
≤ ρfi
（3-1-5）
ρ 设计——设计钻井液密度，g/cm3； ρ pmax——裸眼井段钻遇的最大地层孔隙压力系数，g/cm3； Sb——抽吸压力系数，g/cm3； ρ cmax——裸眼井段的最大井壁稳定压力系数，g/cm3； ρ max——起下钻和循环时钻井液当量密度，g/cm3； ρ pi——计算点处的地层孔隙压力系数，g/cm3； Hi——计算点处的深度，m； Δp——压差卡钻允值，MPa； Sf——地层破裂压力安全增值，g/cm3； ρ fi——计算点处的地层破裂压力系数，g/cm3； Sg——激动压力系数，g/cm3； ρ ECD——循环当量密度，g/cm3； Sk——井涌允量，g/cm3； Hpmax——裸眼井段最大地层孔隙压力处的井深，m。
特殊情况下，也可以选择非 API 钻头标准系列的井眼尺寸。 2）套管与井眼尺寸选择 套管与井眼尺寸配合见图 3-1-1。
井眼尺寸（in）
标准系列 非标系列 4
33/4
4
43/4
套管尺寸（in）
41/2
5
51/2
井眼尺寸（in）
43/4
57/8
6
61/8 75/8 73/4 91/2
61/2
77/8 95/8 97/8 121/4
12.57 11.43 10.16 13.06
13 /8（339.7）
3Байду номын сангаас
12.19 10.92 12.57
12 /4 14 /4 14 /4 15 17 /2
1 1
16（406.4）
11.57 9.52
18 /8（473.1）
5
11.05 16.13
18 /2 181/2 181/2
20（508）
12.7 11.13
· 96 ·
3．井眼尺寸与套管尺寸选择及配合 1）井眼尺寸选择 井眼尺寸选择通常可根据 API 钻头标准系列尺寸来选择，见表 3-1-2。
表 3-1-2
33/4 4 43/4 57/8 6 61/8 61/2 77/8
API 钻头标准系列（单位：in）
81/2 83/4 91/2 105/8 121/4 141/2 143/4 16 171/2 20 24 26