《井深结构设计》PPT课件.ppt

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1、第一节 井身结构设计第二节 套管柱设计第三节 水泥及注水泥第四节 完井方式第五节 试 油,第七章 固井与完井技术,一、套管柱类型及作用,第一节 井身结构设计,图3-8-1-1 套管类型（a）正常压力井；（b）异常压力井,在裸眼井段中存在着地层孔隙压力、泥浆液柱压力、地层破裂压力。三个压力体系必须同时满足于以下情况：PfPmPp（1）式中 Pf地层的破裂压力，MPa；Pm钻井液的液柱压力，MPa；Pp地层孔隙压力，MPa。即泥浆液柱压力应稍大于孔隙压力以防止井涌，但必须小于破裂压力以防止压裂地层发生井漏。使用压力梯度写成：GfGmGp（2）式中 Gf破裂压力梯度，MPa/m；Gm液柱压力梯度，M

2、Pa/m；Gp孔隙压力梯度，MPa/m。,二、井眼中的压力体系,考虑到井壁的稳定，还需要补充另一个与时间关系有关的不等式，即：Gm（t）Gs（t）（3）式中 Gs（t）某截面岩石的坍塌压力梯度，MPa/m，即岩层不发生坍塌，缩径等情况的最小井内压力梯度。,以上条件的存在是钻进工艺中所必须的，是在施工中所要遵守的，否则会导致钻井事故，以致钻井失败及破坏油藏。当这些压力体系能共存于一个井段时，即在一系列截面上能满足以上条件时，则这些截面间不需套管分隔，否则就需要用套管去分隔开这些不能共存的压力体系。井身结构中，相邻套管深度间隔的井段应满足以上要求并依此来确定。只有充分掌握上述压力体系的分布规律才能

3、做出合理的井身结构设计。,1、能有效的保护油层，使不同压力梯度的油气层不受泥浆污染损害。2、应避免漏、喷、塌、卡等复杂情况产生，为全井顺利钻进创造条件，使钻井周期最短。3、钻下部高压地层是所用的较高密度泥浆产生的液柱压力，不致压裂上一层套管鞋处薄弱的裸露地层。4、下套管过程中，井内泥浆液柱压力和地层压力之间的压差，不致产生压差卡套管事故,三、井身结构确定的原则及依据,1、地质方面的数据,四、井身结构设计中所需要的基础数据,2、工程类数据,抽吸压力与激动压力允许值（Sb或Sg）,地层压裂安全增值（Sf）,井涌条件允许值（Sb）,压差允值（PN与Pa）,1）液体压力体系的压力梯度分布套管层次和下入

4、深度是以力学为基础的，因此首先要分析井内压力体系的压力梯度分布。2）最大泥浆密度max某一层套管的钻进井段中所用的最大泥浆密度和该井段中的最大地层压力有关。即：max=pmax+Sb（4）式中 max某层套管钻进井段中所用最大泥浆密度，g/cm3；pmax该井段中的最大地层孔隙压力梯度等效密度，g/cm3；Sb抽吸压力允许值，g/cm3。,1、套管层次和下入深度的确定,五、井身结构设计方法及步骤,3）最大井内压力梯度B为了避免将井段内的地层压裂，应求得最大井内压力梯度。在正常作业时和井涌压井时，井内压力梯度有所不同。（1）正常作业情况最大井内压力梯度发生在下放钻柱时，由于产生激动压力而使井内压

5、力升高。如增高值为Sg，则最大井内压力梯度Br为：Br=max+Sg（5）（2）发生井涌情况（关封井器并加回压）为了平衡地层孔隙压力制止井涌而压井时，也将产生最大井内压力梯度。压井时井内压力增高值以等效密度表示为Sb，则最大井内压力梯度等效密度Bk为：,Bk=max+Sk（6）,但（6）式只适用于发生井涌时最大地层孔隙压力所在井深Hpmax的井底处。而对于井深为Hn处，则：,Br=fSf 或 Bk=fSf（8）式中 f为上一层套管鞋处薄弱地层破裂压力等效密度值，g/cm3；Sf地层压裂安全增值，g/cm3。,（7）,由上式可见，当Hn值小时（即深度较浅时）Bk值大，即压力梯度大，反之当Hn值大

6、时，Bk小。如图3-8-1-2所示。ak值随Hn变化呈双曲线分布。,为了确保上一层套管鞋处裸露地层不被压裂，则应有：,图3-8-1-2 井内压力梯度与井深关系,套管层次和下入深度设计的实质是确定两相邻套管下入深度之差，它取决于裸眼井段的长度。在这裸眼井段中，应使钻进过程中及井涌压井时不会压裂地层而发生井漏，并在钻进和下套管时不发生压差卡钻事故。设计前必须有所设计地区的地层压力剖面和破裂压力剖面图，图中纵坐标表示深度，横坐标表示地层孔隙压力和破裂压力梯度，皆以等效密度表示。设计时由下而上逐层确定下入深度。油层套管的下入深度主要决定于完井方法和油气层的位置。因此设计的步骤是由中间套管开始。,2、设

7、计方法及步骤,1）、各层套管（油层套管除外）下入深度初选点Hn的确定。套管下入深度的依据是，其下部井段钻进过程中预计的最大井内压力梯度不致使套管鞋处裸露地层被压裂。根据最大井内压力梯度可求得上部地层不致被压裂所应有的地层破裂压力梯度fnr。,正常作业下钻时，由（4），（5），（8）式，有：fnr=pmax+Sb+Sg+Sf（9）式中 fnr第n层套管以下井段下钻时，在最大井内压力梯度 作用下，上部裸露地层不被压裂所应有的地层破 裂压力梯度，g/cm3；pmax第n层套管以下井段预计最大地层孔隙压力等效 密度，g/cm3。,发生井涌情况时，由（4）、（7）（8）式，有：,对比（9）、（10）两式

8、，显然，fnkfnr，所以，一般用fnk计算，在肯定不会发生井涌时，用fnr计算。对中间套管，可用试算法试取Hni值代入式中求fnk，然后由设计井的地层破裂压力梯度曲线上求得Hni深度时实际的地层破裂压力梯度。如计算的值fnk与实际相差不多且略小于实际值时，则Hni即为下入初选点。否则另取一Hni值计算，直到满足要求为止。,2）、校核各层套管下到初选点深度Hni时是否会发生压差卡钻。先求出该井段中最大泥浆密度与最小地层孔隙压力之间的最大静止压差Prn为：Prn=9.81Hmm（pmin+Sb-min）10-3（11）式中 Prn第n层套管钻进井段内实际的井内最大静止 压差，MPa；pmin该井

9、段内最小地层孔隙压力梯度效密度，g/cm3；Hmin该井段内最小地层孔隙压力梯度的最大深度，m。,比较Prn和P（压差允值，正常压力地层用PN，异常压力地层用Pa）。当PrnP时，则不易发生压差卡钻，Hm即为该层套管下入深度。当PrnP时，则可能发生压差卡钻，这时，该层套管下深Hn应浅于初选点Hni。Hn的计算如下：令Prn=P，则允许的最大地层孔隙压力pper为：,由地层孔隙压力梯度曲面图上查pper所在井深即该层套管下入深度Hn。,3）、当中间套管下入深度浅于初选点HnHni时，则需要下尾管并要确定尾管下入深度Hn+1（i）确定尾管下入深度初选点H(n+1)i。由中间套管鞋处的地层破裂压力

10、梯度fn可求得允许的最大地层孔隙压力梯度pper，由（2-90）式，有：,（ii）校核尾管下入到深度初选点H(n+1)i时，是否会发生压差下钻。校核方法同前所述。,4）、必封点的确定。以上套管层次、下入深度的确定是以井内压力系统平衡为基础，以压力剖面为依据的。但某些影响钻进的复杂情况因素目前还不能反映到压力剖面上。如吸水膨胀易塌泥页岩、含蒙脱石的泥页岩、岩膏层、盐岩层蠕变、胶结不良的砂岩等。某些复杂情况的产生又与时间因素有关，如钻进速度快，浸泡水时间短，复杂情况并不显示出来，反之钻速慢，上部某些地层裸露时间长或在长时间浸泡下，则发生坍塌、膨胀、缩径等情况。这需要根据已钻过井的经验来确定某些应及

11、时封隔的地层即必封点。某些地区没有复杂情况则不必确定必封点。另外，为了求得控制复杂情况所需的坍塌压力梯度值是非常必要的，这样可以在确定必封点上不必凭经验来进行。如中原油田对盐膏层引起的缩径复杂情况与石油大学合作研究，得出了控制井眼面积收缩率小于0.1%h所需的泥浆密度值。图3-8-1-3表示盐膏层在该面积收缩率下随井深变化所需的泥浆密度值。,图3-8-1-3 井眼收缩率在0.1%/h下，不同井深所需泥浆密度值,套管尺寸及井眼（钻头）尺寸的选择和配合涉及到采油、勘探以及钻井工程的顺利进行和成本。1、设计中考虑的因素1）、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

12、业等要求来确定。2）、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预告难于准确，是否要本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。3）、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、钻头等库存规格的限制2、套管和井眼尺寸的选择和确定方法1）、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。,六、套管尺寸与井眼尺寸选择及配合,3、套管及井眼尺寸标准组合 目前国内外所生产的套管尺寸及钻头尺寸已标准系列化。套管与

13、其相应井眼的尺寸配合基本确定或在较小范围内变化。图3-8-1-4给出了套管和井眼尺寸选择表。使用该表时，先确定最后一层套管（或尾管）尺寸。表的流程表明要下该层套管可能需要的井眼尺寸。实线表明套管与井眼尺寸的常用配合，它有足够的间隙以下入该套管及注水泥。虚线表示不常用的尺寸配合（间隙较小）。如选用虚线所示的组合时，则须对套管接箍、泥浆密度、注水泥及井眼曲率大小等应予注意。,2）、生产套管根据采油方面要求来定。勘探井则按照勘探方面要求来定。3）、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9.512.7mm（3/81/2in）范

14、围，最好为19mm（3/4in）。,例1某井井深H=4400m，地层孔隙压力梯度及破裂压力梯度剖面见图3-8-1-5。设计给定：Sb=0.036g/cm3；Sg=0.04g/cm3；Sk=0.06g/cm3；Sf=0.03g/cm3；PN=12MPa；Pa=18MPa。油层套管采用139.7mm（51/2in）套管。,解：由图上查得最大地层孔隙压力梯度为2.04g/cm3，位于4250m。确定中间套管下入深度。（i）确定下入深度初选点H2i。由（10）式,图3-8-1-5 例题井 的压力剖面及井身结构,试取H2i=3400m，将3400m代入上式得：,由图上查得3400m处f3400=2.19

15、g/cm3因为f2kf3400且相似，所以确定中间套管下入深度初选点为2i=3400m。,将各值代入得：,图3-8-1-5 例题井 的压力剖面及井身结构,因为Pr2PN，所以中间套管下深应浅于初选点。令Pr2=Ppper由（1-12）式得：,由图中地层孔隙压力梯度曲线上查出与=1.435g/cm3对应的井深为3200m，则中间套管下入深度H2=3200m。由于H2H2i，所以还必须下入尾套管。,（ii）校核中间套管下入到初选点3400m过程中是否会发生差卡套管。由图上查得：3400m处，f3400=1.57g/cm3；Hmm=3050m，min=1.07g/cm3则由（1-11）式得：Pr2=

16、9.813050（1.57+0.036-1.07）10-3=16.037MPa,确定表层套管下深H1。由（10）式，将各值代入有：,试取H1=850m，代入上式得：,由剖面图查得井深850m处f850=1.740g/cm3，因flkf850，且相近，所以满足设计要求。,图3-8-1-5 例题井 的压力剖面及井身结构,确定各层套管及相应井眼尺寸。已知油层套管规定为114.3mm（41/2in），由图（3-8-1-4）套管和井眼尺寸选择，按常用的尺寸配（按实线）可得出114.3mm套管相应井眼尺寸为155.5mm（67/8in），尾管用196.9mm（73/4in）相应井眼为241.3mm（91/

17、2in）。中层套管选用273mm（103/4in），相应井眼尺寸为347.6mm（143/4in）。表层套管用406.4mm（16in），相应井眼尺寸用508mm（20in）。以上所选用的配合还要结合库存的套管及钻头规格以及钻机负责情况来考虑，否则要作适当修改。,例2 具有异常低破裂压力漏失层的井身结构设计如图（3-8-1-6）所示。设计时，同样由压力剖面上最大地层孔隙压力处开始，向上逐层确定，设计方法及步骤同前。向下在封隔高压层后，用低密度泥浆钻到预定井深度下尾管。如果下边地层有油气时，也可将尾管回接作为油层套管。,第二节 套管柱设计,套管柱设计的主要内容是根据套管柱在井内所受的外载，正确选

18、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、降低成本的要求。由于对套管柱在井下的受力和设计方法的不同考虑，所设计出的套管柱是不相同的，究竟哪一种设计最佳，要经过长期的生产和各种作业考验后才能做出正确的判断。这里着重介绍经过长期生产实践考验的API常规设计理论与方法。,一、套管柱外载分从套管柱入井、注水泥到以后生产的不同时期，套管柱的受力是变化的，且在不同的地层和地质条件下，套管柱所受的外载是不相同的。人们经过长期大量生产实践和分析表明：虽然套管柱受力是复杂的，但是影响套管柱设计的基本载荷是轴向拉力、外挤压力和内压力。在设计中应根据不同情况

19、按该井最危险情况来考虑套管柱所承受的基本载荷。,轴向拉力,（1）套管本身自重产生的轴向拉力,Wc=qcLcs10-3,（2）井眼弯曲产生的附加拉力,WCb=0.0733dAcs,（3）套管内的水泥浆使套管柱产生的附加拉力,（4）其它附加拉力,目前API套管柱设计中仍按钻井液液柱压力计算，我国一些油田按盐水柱压力（压力梯度为10.711.52kPa/m）计算。在具有高塑性的岩层，如盐岩层、泥岩层段，在一定条件下，垂直方向的岩层压力能全部加给套管。此时，套管柱的外挤压力应按上覆岩层压力计算，其压力梯度为2327kPa/m。计算外挤压力时，在API常规套管柱设计中都按最危险情况考虑，即认为套管内没有

20、液柱压力的全掏空状态。外挤压力计算式为 p=dgDW10-6,管外钻井液液柱压力,地层中流体压力,易流动岩层侧压力,挤水泥和压裂时的挤压力,套管柱内压力的来源主要是地层流体（油、气、水）压力以及特殊作业时所施加的压力（如酸化压裂、挤水泥等）。因地层压力难以预先准确确定，所以准确确定套管柱内压力是困难的。井深较小时，地层压力相对较低，一般中、薄壁厚套管的抗内压强度都相应地大于抗挤强度，因此内压力的确定及套管柱抗内压设计的问题不突出。随着井深和井底压力的增加，由内压力引起的套管柱强度问题和经济问题，已引起人们的重视。目前对内压力的考虑和计算方法主要有下述三种：1）最大地表内压力按套管内完全充满天然

21、气考虑。一般按井口处内压力作用于整个套管柱考虑。由于井口以下有外挤压力同时作用，所以认为井口是最危险的。2）以井口装置承压能力作为控制套管内压力的依据。当井口内压力超过井口装置允许压力时，应放喷。很显然这种情况是井口内压力和套管抗内压强度大于井口装置承压能力。,3、内压力,3）以井口压力及套管内、外压差之和来计算有效内压力。当套管内、外钻井液密度相等时，套管柱上、下内压力也相等，即为井口压力；当套管柱内、外钻井液密度不相等时，则套管内压力为井口压力及套管内、外压差之和。在井深DW1处套管内压力pcin1的计算式为 pcin1=GDoDW-GDg（DW-DW1）-dgDW110-6（2-7）式中

22、 pcin1井深DW1处套管的内压力，MPa；GDo上覆岩层压力梯度，MPa/m；DW井深，m；DW1计算点井深，m；GDg天然气压力梯度，MPa/m；d套管外钻井液密度，kg/m3。为了设计安全，套管的内压力以上覆岩层压力为依据，同是还考虑套管内是完全充满天然气，即按套管内右能达到的最大内压力考虑。在理论上很难确定实际井内是否完全充满天然气或有一定高度液柱（钻井液或油），一般是根据经验确定。,目前我国现场所用套管绝大多数为API标准的圆螺纹套管。螺纹形状为V型，螺纹根和螺纹尖为圆弧形，每英寸8扣，如图3-8-2-1所示。,二、套管柱强度计算,1、套管抗拉强度,为了准确掌握套管抗拉强度，美国石

23、油学会曾用162根API标准长、短圆螺纹套管作拉伸试验，其中包括三种钢级（K-55，N-80，P-110）和各种不同尺寸及壁厚的套管。试验结果是14次管体拉断，符合半经验公式（2-8）式：148次螺纹滑脱，符合半经验公式（2-9）。,Fj=0.095Ajpmin,（2-8）,（2-9）,螺纹滑脱为圆螺纹套管在轴向拉力作用下的主要破坏形式。在下部套管柱自重（Wc）的作用下（见图3-8-2-2），通过螺纹斜面把下部载荷（Wc）传递到上部套管上，在每个螺纹的斜面上的轴向截荷，在径向产生一个水平分力，这个径向分力将使管径缩小，接箍 胀大，当轴向载荷增大到某一定值（即滑脱负荷）时，套管就从接箍中滑 脱出

24、来。,图3-8-2-2 套管螺纹连接图1套管；2接箍,圆螺纹套管滑脱负荷小于套管本体趋服拉力负荷，为了充分利用管体强度，API标准还有梯形螺纹和无接箍螺纹套管。值得注意，在轴向载荷作用下，不仅存在套管连接强度问题，而且常引起螺纹密封性的破坏。,产生丝扣滑脱的原因,2、套管抗挤强度（1）无轴向载荷作用时套管的抗挤强度 套管柱在外挤压力作用下的破坏形式，除少数小直径和厚壁的套管外，主要是失稳破坏，而不是强度破坏。失稳后的套管被挤扁（轻者）或破裂，使钻头或其它井下工作不能通过，地层封隔遭到破坏，将被迫停钻或停产，套管损坏严重者油气井报废。套管抗挤强度取决于材料性能、横截面的几何形状和套管所承受负荷的

25、状况。理论分析和实验研究表明，套管径厚比d/c（外径/壁厚，无量纲）较大时，属于失稳破坏，即当外挤压力达到套管抗挤强度时，套管管壁产生弯曲变形（挤扁）或破裂。当套管径厚比较小，外挤压力达到套管抗挤强度时，套管将发生强度破坏。,图3-8-2-3 套管截面的挤毁,无轴向载荷条件下，不同径厚比的相应抗挤强度,当d/c不大于表8-2-1中所列数值时，套管发生屈服破坏,当d/c为表3-8-2-2中所列数值时，套管发生塑性失稳破坏,当d/c为表3-8-2-3中所列数值时，套管将在弹塑性过渡区发生失稳破坏,当d/c大于或等于表3-8-2-4中所列数值时，套管发生弹性失稳破坏,（2）有轴向载荷作用时套管的抗挤

26、强度有轴向载荷作用时套管的抗挤强度分两种情况讨论。1）套管双向应力椭圆。套管柱在井内处于复杂受力状态，有的处于同时受外挤压力与轴向拉伸载荷；有的处于同时受内压力与轴向压缩载荷（如同时有内外压力存在时，可看为抵消后剩余内压力或外挤压力的单项作用）。由于轴向载荷的存在，对套管的抗挤强度将发生重要的影响。设套管自重引起的轴向拉应力为z，外挤压力或内压力引起的周向应力为及径向应力为r。由于套管为薄壁或中厚壁管，r比小得多，可忽略不计。故只考虑套管受轴向拉应力z及周向应力的两向应力作用。根据第四强度理论，套管破坏的强度条件为,z2+2-z=s2,双向应力椭圆,第一象限是拉伸与内压的联合作用，表明在轴向拉

27、力作用下能使套管抗内压强度增加，在套管柱设计中一般不考虑将更为安全。第二象限是轴向压缩与内压力的联合作用，从曲线中可以看出，当套管受到轴向压力作用时会降低套管抗内压强度。这种情况在井下只可能发生在套管柱下部，而套管柱下部的主要载荷是外挤压力，所以一般不予考虑。第三象限是轴向压缩与外挤压力的联合作用，从图上可知轴向压力能提高套管抗外挤强度，在套管柱设计中不考虑更为安全。第四象限是拉伸与外挤的联合作用，从曲线可看出，轴向拉力的存在使套管的抗挤强度降低，因此在套管柱设计中应考虑进去。在API常规套管柱设计中一般都考虑这一影响。,2）轴向拉力作用下套管抗挤强度的计算公式,为了便于计算，国内提出了线性化

28、套管双向应力计算方法，其计算公式为,理论上已证明，在,范围内线性化双向应力计算法误差小于2%。另外，为了简化Dc的计算，可使计算式写为 Dc=KD K称为双向应力外挤压力系数，其值随套管轴向拉力与管体屈服强度的比值而变化，可查有关数据表,图3-8-2-5 有轴向负荷时的挤毁曲线,（图中未明确画出弹、塑性抗挤强度曲线）。纵坐标为挤毁压力，横坐标为给定某种钢级套管的径厚比。曲线0没有轴向负荷，随曲线序号增加，轴向拉力增加，曲线4的轴向拉力最大。虚线为一种给定的套管截面下轴各负荷为零时呈现塑性挤毁，但随着轴向负荷增大到某一定值时，失效模式（形式）变成极限强度挤毁（即屈服强度挤毁，把原初始屈服强度换成

29、极限强度为条件得出）。,套管挤毁压力随轴向负荷增加的变化曲线,图3-8-2-5 有轴向负荷时的挤毁曲线,虚线示出初始挤毁模式（曲线0没有轴向负荷）是弹性的。注意，将挤毁压力保持在最初的弹性挤毁值，使套管的轴向负荷增加到曲线1，此时挤毁负荷（即抗挤强度）没有因轴向负荷而减小。从这一点开始，随着轴向负荷的增加，挤毁负荷将减小，失效模式通过塑性挤毁和极限强度挤毁区。从图3-8-2-5和上述分析可知，套管的抗挤强度和破坏形式，不仅与钢材性能和断面几何形状有关，而且也与受力状况有关。,套管抗破裂能力和抗挤强度一样，取决于套管横截面的几何形状、材料强度和所承受载荷的状况。套管在内压力下的破坏是属于强度破坏

30、。抗内压强度计算公式是在把套管视为两端开口薄壁圆筒、筒内受到均匀分布压力作用的假设条件下导出的。由材料力学可知两端开口薄壁圆筒受均匀内压pi时，周向应力为,3、套管抗内压强度,一般套管管体与螺纹连接处抗内压强度是一致的，但是有的同一外径套管随着壁厚增加，套管抗内压强度增加，而接箍壁厚并未增加，因此接箍强度相对较低，考虑接箍后的套管抗内压强度计算式为,d1=E1（SL1）T+H2r1,d1用紧螺纹机紧螺纹后，管子末端处的接箍螺纹根直径，mm.对圆螺纹套管,套管柱设计是在套管柱受力分析的基础上，再根据套管本身所具有的强度，建立一个安全可靠的平衡关系，通式为安全系数外载套管强度套管柱在不同井深所受外

31、载（外挤压力、轴向拉力和内压力），可根据井下具体情况计算出来；安全系数是根据套管强度的计算方法、室内套管强度实验、井下套管柱受力状况以及套管柱设计方法等并结合经验来确定。由通式算出不同井深所需套管强度，再由“套管强度数据表”查出各井段所需的不同钢级、壁厚和螺纹型的套管，这样便可设计出所需的套管柱。,三、套管柱设计方法,1、确定安全系数c,安全系数取值,抗挤安全系数：1.001.25，常用的为1.125,抗拉安全系数：1.602.00，常用的为1.80,抗内压安全系数：1.101.33，常用的为1.10,2、套管柱等安全系数设计法 套管柱设计方法有等安全系数法、边界负荷法和最大载荷法。目前国内外

32、普通用等安全系数法。所谓等安全系数法，即在套管柱上各段的最小安全系数等于（或大于）所规定的某个安全系数值。,图3-8-2-6套管柱受力示意图,轴向拉力、外挤压力及内压力在套管柱各截面上不是均匀分布的。轴向拉力自下而上增加；外挤压力自下而上减小；内压力从有效内压力（内压力与外挤压力的差值）来看，一般总的趋势自下而上增加。,在设计中为了达到既安全又经济的原则，整个套管柱应由不同钢级、壁厚和螺纹型的套管所组成，使各段最小安全系数等于（或大于）所规定的安全系数值（即等安全系数法）。同时为了避免反复计算和设计，在一般地层压力井中，先对下部（自下而上）进行抗挤设计，而后对上部（自下而上）进行抗拉设计，最后

33、校核抗内压强度。在高压井中，首先进行抗内压设计，选出满足抗内压强度的套管，然后再进行抗挤和抗拉设计。,设计的步骤和方法：,例：某井7（177.8mm）套管下入深度3500m，井内钻井液密度1300kg/m3，水泥返至2800m。要求进行抗挤、抗拉设计。抗挤安全系数不低于1.00，抗拉安全系数不低于1.75。试设计此井套管柱。,1）掌握已知条件（套管尺寸和下入深度、安全系数、钻井液密度水泥返高及套管强度性能表等）。,尺寸：177.8mm，下深3500m，钻井液d=1300kg/m3，返高2800m，安全系数：抗挤SD：1.125，抗拉：ST：1.80套管强度性能表,2）根据外挤压力和抗挤安全系数

34、确定下部第一段套管钢级和壁厚。pco1=dgD110-6=13009.8350045.5MPa 式中 D1第一段套管下入深度，m；d钻井液密度，kg/m3；pco1套管在井底所受外挤压力，MPa。因下部第一段套管所受的井底外挤压力和安全系数的乘积应等于（或小于）抗挤强度，即 dgD1SD10-6D1 D1=45.51.125=51.119MPa 式中 D1第一段套管抗挤强度，MPa；SD抗挤安全系数。根据D1即可由套管强度性能表中选出下部第一段套管。由套管性能表查得N80、壁厚11.51mm套管，其抗挤强度为60.46MPa。因此，实际安全系数为：,3）确定第二段套管可下深度和第一段套管的使用

35、长度。由于外挤压力愈往上愈小，根据既安全又经济的原则，第二段套管可选钢级或壁厚较低一级（即抗挤强度小一级）的套管，其可下深度为,Pco2=dgD210-6,式中 D2第二段套管的可下深度，m；Dc第二段套管抗挤强度，MPa。,则第一段套管使用长度L1为,D2=Pco2SD,若选：N-80，壁厚10.36mm，抗挤强度D2=49.35MPa，,实际取第二段下入深度D2=3300m,L1=D1-D2=3500-3300=200m,该段套管每米重量为0.476千牛，抗拉强度3048kN,第一段套管重为：Wc1=qc1Lcs110-3 Wcd1=BFqc1Lcs110-3 Wc1=0.47620095

36、.24kN Wcd1=0.8330.476200=79.33kN,1.80（安全）,浮力系数,第二段套管抗挤安全系数：SD2,1.125（安全）,第一段套管抗拉安全系数：ST1,3按抗挤强度选择钢级或厚度更低一级的套管第三段套管选N-80、壁厚9.19mm，抗挤D3=38.03MPa,可下深度：,按抗挤强度第三段套管下入深度为2600m（在水泥面以上）,表明第二段套管顶部已超过水泥面。所以在第二段水泥面处和第三段底部都应考虑双向应力的影响。在水泥面处套管能否满足抗挤要求，决定于水泥面是否靠近该段底部和水泥面大部套管的重量。显然第三段套管底部由于承受了第一段套管；第二段套管的重量抗挤强度下降，导

37、致安全系数必1.125。因此，应将第二段套管长度增长，即减少第三段的下入深度，提高其底部的抗挤系数，以补偿双向应力的影响。但第二段增长后，对第二段的轴向拉力增加，又将进一步引起第三段套管抗挤强度降低，为此可采用试算法。,计算降低后的抗挤强度值，校核抗挤安全系数能否满足要求，若不能满足要求，采用试算法将下段抗挤强度较大的套管向上延伸，直至抗挤安全系数满足要求。这样可从下向上确定下部各段套管。由于愈往上外挤压力愈小，故可选择抗挤强度更小的套管，当到达某一深度后，由于套管自重产生的拉力载荷增加，抗拉强度表现为主要矛盾时，则按抗拉设计确定上部各段套管。,4）当按抗挤强度设计套管柱超过水泥面或中和点（由

38、于钻井液浮力使套管柱中不受轴向力的截面）时，应考虑下部套管柱浮重引起套管抗挤强度的降低，即按双向应力设计套管柱。,按式,或式,首先对水泥面处抗挤安全系数SD2校核第二段套管每米重量为0.4315千牛，段长：3300-2800=500m水泥面下套管浮重：Wcd1+Wcd2=79.33+5000.43150.633=259kN按线性公式计算轴向拉力下抗挤强度，第二段管体屈服强度Fg=3066kN,（安全）,水泥面处抗挤符合要求。,4用试算法求第三段在双向应力作用下的可下深度。,假设下至2300m第二段长：L2=3300-2300=1000mWc2=10000.4135=431.5kNWcd2=0.

39、833Wc2=359.4kN第一二段累积浮重Wcd1+Wcd2=79.33+859.4=438.7kN第三段管体屈服强度Fg3=2740kN,第三段底部抗挤强度为,抗挤安全系数：,1.125安全,第三段下至2300m时抗挤安全。,可见第三段N-80、9.19mm延伸至井口抗拉强度不符合要求。,1.80（不安全）,（安全）,校核第二段套管顶部截面积的抗拉安全（不考虑浮度）第二段抗拉强度Fj2=2708kN,第二段抗拉符合要求。,若将第三段设计到井口，（Fj3=2354kN，qc3=0.3869kN）,5按抗拉强度设计确定上部各段套管：设自下而上第i段以下各套管的总重为,该段抗拉强度Ti，则该段套

40、管顶截面的抗拉安全系数ST为,（安全）,第四段选用，N-80，10.36mm长度：L4=DW-L1-L2-L3=3500-200-1000-2000=300m qc4=0.4315 Wc4=3000.4315=129kN,实取L3=2000m，Wc3=20000.3869=774kN顶面抗拉安全系数,抗拉安全系数,设计步骤中，第4）步进行套管柱双向应力设计是采用的试算法，一般要进行多次试算才能完成。为了避免试算，可以应用有足够精度、计算简便的线性化公式计算法。根据式（2-20），可推导出在轴向拉力和外挤压力同时作用下的套管许下深度，并由此可直接计算出双向应力条件下各段套管制使用长度，即,代入有

41、关数据后，便可不必试算而求得结果。,资料表明，中深井或深井，地层压力在正常力梯度下，按以上设计步骤设计出的套管柱，一般能满足抗内压要求；若实际抗内压安全系数SI小于所规定抗内压安全系数，则控制井口压力，井口压力限制在套管（或井口装置）允许的最大压力之内或将套管柱设计步骤改为先作抗内压强度设计，选出满足抗内压强度的套管后再作抗挤和抗拉设计。,6抗内压安全系数校核,第三节 水泥及注水泥,一、油井水泥类型及标准二、油井水泥的矿物成分 三、水泥的水化作用 四、水泥的物理性能与固井工程的关系 五、影响油井水泥性能的因素 六、影响注水泥质量的因素 七、水泥浆在凝结过程中的油、气、水窜问题 八、注水泥工艺

42、九、注水泥质量评价,二、油井水泥的矿物成分,油井水泥主要是硅酸盐水泥，主要由四种熟料矿物组成。,C3A（铝酸三钙）由氧化钙和三氧化二铝结合生成。C3A对水泥最终强度影响不大，但对水泥凝固速度影响，对水泥早期强度形成起重要作用。它的凝固时间靠石膏控制。C3A水化最终产物易受硫酸盐水侵蚀。HSR水泥中要求控制C3A含量小于3%。但对具有高早期强度水泥C3A含量可达15%。C3S（硅酸三钙），由氧化钙和二氧化硅形成，它是波特兰水泥主要成分。缓凝水泥中占4045%，在高早期强度水泥占6065%，C3S对水泥强度形成有较大影响，尤其是对早期强度的影响。,C2S（硅酸二钙），也是氧化钙和二氧化硅反应产物，

43、对水泥最终强度起重要影响，C2S水化缓慢，因此不影响初凝时间。C4AF（铁铝酸四钙）由氧化钙、三氧化二铝与三氧化二铁形成，对强度影响甚小，对HSR水泥。API标准规定一份铁铝酸四钙加两份硅酸三钙的总含量不应超过24%。水泥熟料除上述四种基本化合物外，还可能含石膏，碱金属类硫酸盐，氧化镁，游离氧化钙和其它混合物。它不影响凝固水泥性能，但影响水化速度、抗化学侵蚀力及水泥浆性能。增加C3S含量，磨细，取得水泥高早强；控制C2S、C3A含量，粗磨，取得缓凝；限制C3S、C3A含量，并具有低水合热；限制C3A含量，具有耐硫酸盐侵蚀；HSR水泥C3A3%，MSR水泥C3A8%。,水泥遇水后，其四种主要化合

44、物：铝酸三钙C3A（3CaOAl2O3）、硅酸三钙C3S（3CaOSiO2）、硅酸二钙C2S（2CaOSiO2）、铁铝酸四钙C4AF（4CaOAl2O3Fe2O3），立刻以不同的速率，并在存在相互影响的条件下与水发生水化作用，产生不同性质及类型的水化产物，导致水泥浆体发生一系列物理化学作用，最终形成具有一定支撑能力的硬化体。,三、水泥的水化作用,1、水泥的水化作用水化反应主要形式有：3CaOSiO2+2H2O2CaOSiO2H2O+Ca（OH）2；2CaOSiO2+H2O2CaOSiO2H2O；3CaOAl2O3+6H2O3CaOAl2O36H2O；4CaOAl2O3Fe2O3+6H2O3Ca

45、OAl2O36H2O+CaOFe2O3H2O。上述反应中部分水化产物还将发生二次反应，过程较复杂；一般认为水泥浆由液相凝聚固化可分为三个阶段。,2、凝结硬化三个阶段,2）凝结期水化作用由颗粒表面向深部发展，胶态粒子大量增加，晶体开始相互联结，逐渐絮凝成凝胶结构，水泥浆已失去流动性。,1）胶溶期水泥遇水后，粒面发生相溶解和水化反应，水化产物浓度迅速增加，达饱和状态时，部分水化产物以胶态粒子或小晶体析出，形成胶溶体系。,3）硬化期水化过程进一步更深入发展，这时大量晶体析出、并相互联结，使胶体紧密，结构强度明显增加，逐渐硬化成微晶结构的水泥石固体。,图1-1 水泥的水化放热曲线,钙矾石形成阶段 C3

46、S水化阶段结构形成和发展阶段,四、水泥的物理性能与固井工程的关系,油井水泥物理性能,水泥浆密度,凝结时间,稠化时间,抗压强度,水泥石渗透性,自由水含量,流变性,失水量,水泥浆流动度,1、水泥浆密度一般硅酸盐水泥干灰密度在3.053.20克/厘米3之间，因此水泥浆密度取决于用水量及掺入混合材的密度和加量。固井对水泥浆密度的基本要求是必须大于完井时泥浆密度（或下套管时泥浆密度），但不能压漏地层，同时还要保证水泥石的强度和水泥浆的流动性。通常固井水泥浆密度在1.801.90克/厘米3，一般比钻井时泥浆密度大得多。2、水泥颗粒的细度 水泥颗粒的大小将影响水泥水化反应的快慢，颗粒愈小，单位重量的水泥颗粒

47、与水接触的表面积就愈大，水泥水化反应就愈快。研究指出，当水泥颗粒0.04毫米（即40）时，,具有较高的活性；而水泥颗粒0.09毫米时，几乎接近于惰性物质。水泥颗粒细度用筛余百分数表示。国内四种油井水泥要求用0.08毫米方孔筛筛余不超过15%为合格。3、水泥浆的凝结时间 水泥与水混合后立即发生水化，随水化不断进行，水泥浆逐渐由液态变为固态。凝结时间就是用时间来测量凝结过程的方法。把凝结分为二个阶段，其一为初凝时间。即自水泥与水混合时开始至水泥浆部分失去塑性的时间间隔；其二为终凝时间。即自水泥与水混合时开始至能承受一定压力的硬化程度所经历的时间。国内外均用维卡仪来测定凝结时间。一般取初凝时间的75

48、%为注水泥的施工时间。,随着水泥不断的变化，水泥浆的粘度和切力将显著增加，水泥浆将逐渐变稠直到失去流动性。为了保证注水泥施工安全，能用泵将水泥浆打至井内环形空间预定高度，必须预先测定与井内相同温度和压力下，水泥浆稠度达到某一定值所需的时间，即稠化时间。用它作为控制注水泥施工时间的依据。API按油气井不同情况规定了不同模拟实验条件，用增压稠度仪从实验加温加压开始至100Bc（稠化单位）时所经历的时间，规定为水泥浆的稠化时间。整个注水泥时间必须控制在稠化时间以内，并考虑有较大的安全系数。5、水泥浆失水 水泥浆中的自由水通过井壁渗入地层的现象称为水泥浆失水。它是一种渗滤现象，影响它的主要因素有：,4

49、、水泥浆的稠化时间,1）水泥浆的失水性能。水泥浆的失水量大小，反映了水泥浆本身的胶体性质，只有当水泥浆中分散得较细的胶体粒子占有相当的数量，水泥浆的失水就能控制到较小数值。一般未经处理的水泥浆失水量高达1000毫升/30分钟以上。2）水灰比的大小。实验资料表明，水泥水化需水量一般为水泥重量的20%左右，但为了水泥浆具有足够的流动性，水灰比（水与干水泥重量之比）一般在0.5左右，因此有大量的过剩水分（自由水）可以渗入地层或在水泥石内造成一条向上窜通的通道，破坏水泥环的封隔作用。地层的渗透性。在松软和孔隙性地层中往往会引起大量失水。水泥浆大量失水将造成水泥浆急剧变稠，大大影响其流动性，甚至造成不能

50、把水泥浆替出套管的事故。水泥浆大量失水侵入油气层将严重污染和损害生产层,6、水泥浆的流变性钻井液常用的数学模式是宾汉模式，其流变参数是塑性粘度、屈服值以及胶凝强度。近年来，幂律模式得到更广泛的运用，在国外资料中水泥浆几乎全用幂律模式来描述，其流变参数是稠度系数（K）和流性指数（n）浆体的流变性能在固井过程中主要有以下作用：1）计算注水泥和替泥浆过程的循环摩擦损失，防止井眼憋漏合理选择装置与设备。2）设计注水泥的最佳流态，提高顶替效率和固井质量。怎样测得水泥浆流变性以及流变性对固井顶替效率有何影响目前还未完全解决，在API油井水泥性能标准中流变性仍是“试行”标准。,7、水泥石强度水泥石强度应满足