钻井工程设计(书)(非常好的资料)

第一章钻井工程设计

第一节钻井设计的内容与方法

钻井是石油、天然气勘探与开发的主要手段。钻井工程质量的优劣和钻井速度的快慢，直接关系到钻井成本的高低、油气田勘探开发的综合经济效益和石油工业的发展速度。

钻井设计是钻井施工作业必须遵循的原则，是组织钻井生产和技术协作的基础，是搞好单井预算和决算的唯一依据。钻井设计的科学性、先进性关系到一口井作业的成败和效益。科学钻井水平的提高，很大程度上依靠钻井设计水平的提高。

搞好钻井设计也是提高技术管理和加强企业管理水平的一项重要措施，是钻井生产实现科学管理的前提。下面依据SY/T 533—1996《钻井工程设计格式》及石油工程专业学生进行钻井设计的具体情况，对钻井设计的内容、原则、方法及需收集的原始数据作一介绍。

一、钻井设计的内容

现场钻井设计的内容包括地质设计和钻井工程设计两大部分,其中

地质设计的基本内容包括：

（1）区域地质概况；

（2）地理及环境资料；

（3）设计依据与钻井目的；

（4）设计地层、油气水及岩性矿物、物性；

（5）取资料要求；

（6）地层孔隙压力、破裂压力预测；

（7）技术说明及要求；

（8）地质附图。

钻井工程设计的基本内容包括：

（1）确定合理的井身结构；

（2）选择钻机类型；

（3）钻柱组合和强度设计；

（4）钻井参数设计；

①机械破岩参数：包括钻头类型、尺寸、数量、钻压、转数、洗井液排量等。

②钻井液性能；

③水力参数设计；

（5）固井工程：

①固井要求；

②套管柱强度设计；

③水泥浆性能参数设计；

④流变学注水泥浆设计；

（6）油气井压力检测；

（7）环境保护要求

（8）成本及材料预算；

（9）技术经济指标及时效分析。

二、钻井设计的基本原则

钻井设计应遵循以下基本原则：

（1）钻井设计的两部分应按SY/T 533的规定进行。

（2）地质设计应明确提出设计依据、钻探目的、设计井深、目的层、完井层位及原则，完井方法、取资料要求、井身质量、油层套管尺寸及强度要求、阻流环位置及固井水泥上返高度等要求。水平位移要求严的直井，要考虑钻井的难度和钻井综合成本。

（3）地质设计应为钻井工程设计提供全井地层孔隙压力梯度曲线、破裂压力梯度曲线、邻区邻井资料、试油压力资料、设计地层、油气水及岩性矿物、物性、设计地质剖面、地层倾角及故障提示等资料。新区探井应按科学打探井技术规定，提供五种必需的地质图件（设计井所在区域的构造及地理位置图、主要目的层的局部构造井位图、过井“十字”地震时间剖面图、过井地质解释横剖面图、设计柱状剖面图），开发井应提供区块压力高线图及500m井距以内注水井位图和注水压力曲线图。

（4）调整井地质设计依据是上级批准的油田开发实施方案，钻井区块的地质构造，区块内已完成井的各种地质、钻井资料，区块井位设计等。甲方地质部门应为钻井工程区块设计提供调整井区块地质设计，为单井设计提供地层分层内容，地质要求，设计井与邻近油、水井地下压力动态数据资料，设计井位示意图，地下复杂情况，故障提示等。调整井地质设计分层误差应控制在10m以内。

（5）调整井应采用集中打井，分片停注溢流的原则，调整井开钻前，区块内的注水井应根据井口压力，提前若干天（一般为10～30天）采取注水井停注和放溢流、油井转抽降压等具体措施，以降低区块内地层压力，为钻井安全施工，确保固井质量、保护油气层产能，提高综合经济效益创造条件。

（6）钻井工程设计必须以地质为依据，并且要有利于取全取准各项地质、工程资料；要有利于开发油气层，保护油气层，充分发挥每个产层的生产能力；要保证油气井井眼轨迹符合勘探开发的要求；油水井的完井质量满足油田各种作业的要求，保证油气井长期开采的需要；要充分体现采用本地区和国内外钻井先进技术，保证安全、优质、快速钻井，实现最佳的技术经济效益。

（7）钻井工程设计应根据地质设计的钻探深度和工程施工的最大负荷，合理地选择钻机装备，选用的钻机负荷不得超过钻机最大额定负荷能力的80%。

（8）钻井工程设计应根据地质设计提供的地层孔隙压力梯度曲线及地层破裂压力梯度曲线或邻井试油压力资料、设计钻井液密度、水泥浆密度和套管程序。对设计钻探多套压力层系的探井，应采用多层套管程序，以利保护油气层、钻杆中途测试和安全钻井。

（9）调整井钻井液密度应根据钻井区块所在采油厂（站）提供的地层压力进行设计。

目的层地层压力高于地层原始压力时，钻井液密度设计应遵循以下四条原则：

①根据采油厂提供的注水地层压力，设计注水井附近或注水井之间新钻井的钻井液密度；

②根据采油厂提供的采油井的井下静压，设计采油井附近或采油井之间新钻调整井的钻井液密度；

③根据采油厂提供的采油井和注水井的静压，设计采油和注水井之间新钻调整井的钻井液密度；

④根据采油厂提供的套管断裂注水井的静压，设计套管断裂地区新钻调整井的钻井液密度。

当目的层地层压力低于原始地层压力时，应以裸眼井段最高地层压力梯度设计钻井液的密度。

调整井钻井液的密度附加值，可根据各油田所钻区块统计资料实际值附加或经验公式附加。

（10）调整井钻井设计应考虑新钻井的套管防断、防挤毁问题。

（11）探井应开展随钻压力监测。如d c指数压力监测等方法。若随钻压力监测值与地质设计提供的地层孔隙压力梯度不符，应以随钻压力监测值及时调整钻井液密度。但应报地质设计审批部门备案。

（12）在探井钻井设计中，应根据工程需要，设计一定数量的工程取心。

（13）钻井要按设计的施工进度计划施工。对地貌条件困难或钻前工程耗资较大的地区，应尽量采用定向井、丛式井技术设计。对井斜严重的地区用一般的方法控制井斜困难时，应利用地层自然造斜规律，移动地面井位，采用“中靶上环”的方法，使井底位置达到地质设计要求。

（14）费用预算和施工进度计划应建立在本地区切实可靠的定额基础上。每隔二至三年要对定额指标进行修订与核算。

三、钻井工程设计的基本方法

钻井工程设计必须以地质设计为依据，在此基础上，按钻井工程总体设计程序框图来进行，见图3-1-1-1。

图3-1-1-1 钻井工程总体设计程序框图

四、钻井工程设计的基础资料

钻井工程设计和钻井施工中最重要的方面就是确定该井将遇到的问题和预期的特征。如果这些情况事先不知道，那么就不可能恰当地作出一口井的设计。所以钻井工程设计必须在开始前就搜集各种不同的资料，从而获得详细情况，以适应设计的钻井条件。在进行钻井工程设计以前，必须了解和收集相关基础资料。

1．地质资料

地质资料是钻井工程设计的第一手资料，在收集地质资料时主要收集设计井的地质分层、地层岩性、可钻性、研磨性、故障提示、地层倾角、地层压力、破裂压力等。

2．完井方法和井身结构

在完井方法和井身结构确定过程中，要了解设计井油田的各种完井方法和井身结构、施工和

生产中的情况、各种完井方法和井身结构的优缺点。

3．钻头资料

收集3～5口设计区块的全井实际钻头使用资料，包括每只钻头的类型，所钻地层井深、层、段、主要岩性，钻头进尺、钻头工作时间，主要技术参数（钻压、转速、排量、钻井液密度），钻头磨损特点，钻头成本。

4．钻井液资料

收集1～2口井的钻井液的资料，总结对分层钻井液性能的要求，使用过程中遇到的问题，如何处理维护钻井液性能，全井钻井液材料及处理剂消耗情况，钻井液成本，钻井液净化系统情况、数量、规格、使用效果和存在问题。

5．技术参数

收集3～5口井的钻井技术参数资料（钻压、转速、排量、钻井液密度、泵压、钻头尺寸），同时，收集喷射钻井资料，钻具及井眼尺寸，钻头水眼尺寸，泵排量和泵压，喷射钻井的效果。

6．钻具结构资料

收集设计井油田的钻头尺寸与钻具尺寸的配合，常用钻具尺寸、类型、钢级、壁厚、国别、合理使用钻具的措施，易斜井段所用的钻具结构的防斜效果，稳定器的使用情况。

7．压力控制资料

包括设计区块各地层的地层压力值，所采用的附加压力数值，井口装置及防喷设备、规格、类型，除气设备，除气措施。

8．套管柱设计及注水泥

收集设计井油田所用的各种载荷的安全系数、设计方法，实际套管柱的区域、套管柱下部结构，所用注水泥措施（替钻井液速度，隔离液、水泥浆密度，速凝剂，缓凝剂，放压与环空蹩压候凝，注水泥计算，水泥量附加数，井径扩大情况，注水泥泵压的计算方法，提高固井质量的措施与方法。）

第二节 井身结构设计

井身结构包括套管层次和下入深度以及井眼尺寸（钻头尺寸）与套管尺寸的配合。井身结构设计是钻井工程设计的基础。

一、套管柱类型 （1） 表层套管；

（2） 中间套管（技术套管） （3） 生产套管（油层套管） （4） 尾管。

二、井眼中压力体系

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：

p m f p p p ≥≥ （1－1） 式中 f p －地层的破裂压力，MPa ； m p －钻井液的液柱压力，MPa ； p p －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。由于在非密闭的洗井液压力体系中（即不关封井器憋回压时），压力随井深是呈线性变化的，所以使用压力梯度概念是较方便的。式（1－1）可写成：

p m t G G G ≥≥ （1－2）

式中 t G －破裂压力梯度，MPa/m ； m G －液柱压力梯度，MPa/m ； p G －孔隙压力梯度，MPa/m 。

一、井身结设计所需基础资料 （一） 地质资料

（1） 岩性剖面及事故提示 （2） 地层压力数据 （3） 地层破裂压力数据 （二） 工程资料

（1） 抽吸压力与激动压允许值（g b S S 与） 各油田应根据各自的情况来确定。

（2） 地层压裂安全增值（f S ）。该值是为了避免将上层套管鞋处地层压裂的安全增值，它

与预测破裂压力值的精度有关，可以根据该地区的统计数据来确定。以等效密度表示g/cm 3

。

美国现场将f S 取值为0.024，中原油田取值为0.03。

（3） 井涌条件允许值（k S ）。此值是衡量井涌的大小，用泥浆等效密度差表示（用

井计算，另一种计量方法是以进入井眼的流体的总体积来表示，多用于报警）。美国

现场取值为0.06。该值可由各油田根据出现井涌的数据统计和分析后得出。中源油田将k S 值定为0.06~0.14。

（4） 压差允值（a N P P ??与）。裸眼中，泥浆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地固井和完井工作。

压差允值和工艺技术有很大关系。如使用优质的具有良好润滑性能的泥浆体系，则压差允值可以提高，压差允值也与裸眼井段的孔隙压力大小有关。若在正常压力井段，为钻开下部高压层需要使用加重泥浆，则压差卡钻易发生在正常压力井段的较深部位（即易发生在靠近压力过渡带的正常孔隙压力地层）。若在异常高压井段，刚易卡部位发生在最小孔隙压力点，故压差允值有正常压力井段（N p ?）与异常压力井段（a p ?）之分。一般a p ?值大于N p ?值。如美国现场对N p ?取值为16.66MPa ，对a p ?取值为21.66MPa 。

压差允值的确定，各油田可以从卡钻资料中（卡点深度、当时泥浆密度、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。

二、井身结构设计方法和步骤 （一） 钻井液压力体系 1． 最大泥浆密度max ρ

某一套管的钻井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： b p S +=max max ρρ （1－3）

式中 max ρ－某层套管钻井井段中所用最大泥浆密度，kg/m 3；

m a x

p ρ－该井段中的最大地层孔隙压力梯度等效密度，kg/m 3

； b S －抽吸压力允许值的当量密度，kg/m 3

。 2． 最大井内压力梯度B ρ

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。

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力升高。如增高值为g S ，刚最大井内压力梯度Br ρ为：

g S Br +=max ρρ

（1－4）

3． 发生井涌情况

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k S ，刚最大井内压力梯度等效密度Bk ρ为：

k S Bk +=max ρρ （1－5）

但式（1－5）只适用于发生井涌时最大地层孔隙压力所在井深max P H 的井底处。而对于深为n H 处，则：

k n

pa S H H Bk ?+

=max max ρρ （1－6）

由上式可见，当n H 值小时Bk ρ值大，即压力梯度大，反之当n H 值大时Bk ρ小。， 为了确保上一层套管鞋处裸露地层不被压裂，则应有：

f f S Br -=ρρ （1-7） 或 f f S Bk -=ρρ

式中

f ρ－为上一层套管鞋处薄弱地层破裂压力等效密度值，kg/m 3；

f S －地层压裂安全增值，kg/m 3

。

四、井身结构设计方法与步骤

（一） 套管层次与深度的确定

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。在这一裸眼井段中，应使钻进过程中及井涌压井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。

1． 各层套管下入深度初选点n H 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 ρ。 正常作业下钻时，由式（1－3），（1－4）（1-7）,有：

f g b p S S S fnr +++=max ρρ （1－8）

式中 f n r ρ－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，kg/m 3

;

max p ρ－第n 层管以下井段预计最大地层隙压力等效密度，kg/m 3

。 发生井涌情况时，由式（1－3）（1－6），(1-7)，有：

=fnk ρk ni

p g b p S H H S S ?+

++max max ρ （1－9）

式中 fnk ρ－第n 层套管以下井段发生井涌时，在井内最大压力梯度作用下，上部地层不被压裂

所应有的地层破裂压力梯度，kg/m 3

；

ni H －第n 层套管下入深度初选点，m 。

对比式（1－8）、（1－9），显然，fnr fnk ρρ>，所以，一般用fnk ρ计算，在肯定不会发生井涌时，用fnr ρ计算。

对中间套管，可用试算法试取nf H 值代入式中求fnk ρ，然后由设计井的地层破裂压力梯度曲线上求得ni H 即为下入初选点。否则另取一ni H 值计算，直到满足要求为止。

2．校核各层套管下列初选点深度ni H 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m p ?为： 3

m i n m a x 10)(81.9-?-+?=?p b P m m m S H p ρρ （1－10） 式中 m p ?－第n 层套管钻进井段内实际的井内最大静止压差，MPa ； m i n ρ?－该井段内最小地层孔隙压力梯度等效密度，kg/m 3

； mm H －该井段内最小地层孔隙压力梯度的最大深度，m 。

比较m p ?和p ?（压差允值，正常压力地层用N p ?，异常压力地层用a p ?）。 当p p m ?? ，则不易发生压差卡钻， ni H 即为该层套管下入深度。 当p p m ?? 时，则可能发生压差卡钻，这时，该层套管下深n H 应浅于初选点

ni H 、n H 的

计算如下：

令p p m ?=?，刚允许的最大地孔隙压力pper ρ为：

b p mm

pper S H p

++???=

-min 3

108.9ρρ （1－11） 由地层孔隙压力梯度曲面图上查pper ρ所在井深即该层套管下深度n H 。 2． 尾管设计

当中间套管下入深度浅于初选点（ni n H H ）时，则需要下尾管并要确定尾管下入深度1+n H 。 （1） 确定尾管下入深度初选点（))1(i n H +）

由中间套管鞋处的地层破裂压力梯度fn ρ可求得允许的最大地层孔隙压力梯度pper ρ，由式（1－9），有：

k n

i n f b fn pper S H H S S )1(+-

--=ρρ （1－12）

式中

fn ρ－中间套管鞋处地层破裂压力梯度，g/cm 3;

pper ρ－中间套管鞋处地层破裂压力梯度fn ρ时，其下井段所允许的最大地层孔隙压力梯

度，kg/m 3

；

n H －中层套管下深，m ；

i n H )1(+－尾管下入深度初选点，m 。

（2） 校核尾管下入到深度初选点i n H )1(+时，是否会发生压差卡钻。

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，这样可以确定必封点上不必凭经验来进行。

（二） 套管尺寸与井眼尺寸的选择与配合 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靠难于准确，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。

（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9.5~12.7mm范围，最好为19mm。

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间尺寸已标准系列化。套管与其相应井眼尺寸配合基本确定或在较小范围内变化。图1－1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。实践表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。

第二节钻井液设计

一、钻井液体系的选择与性能设计

（一）、选择钻井液体系的原则

1．根据不同油气层性质选择

油气层的特性不同，对钻井液体系的要求也不同。钻井液体系必须与其相适应才能起到保护作用，并减轻损害，获取应得的产量。例如，水敏性很强的蒙脱土含量很高的油气层，就该选用对膨润土具有很强抑制能力的钻井液类型。

2．根据不同类型井，主要指的是那些对钻井液体系有特殊要求的井别，而不是完全按习惯分类的井别。

（1）超深井。这里一般指深度在5000m以上的井、其特点是高温、高压，因而对钻井液提出稳定性好（即恒高温一定时间后性能变化较小）、高温对性能影响较轻（即在高温下的性能与常温下对比不能差别过大）及在高压差下泥饼压缩性好的要求。

（2）定向斜井（含水平井）。该类井的主要特点是井眼倾斜，甚至与地面平行，在钻进过程中钻具与井壁的接触面积较大，摩阻高。故对钻井液提出低泥饼摩阻系数的要求，而且必须严格控制滤失量及泥饼质量。

（3）调整井（含高压力井）。该类型的主要特点是地层压力异常高，由于密度要求特别高，故一般选用分散型钻井液体系。

（4）区域探井和预探井。该类井的主要要求是能够随时发现产层，为此要求选用不影响地质录井（即钻井液荧光低）及易发现油气层位（即钻井液密度低）的钻井液体系。

（5）开发井。该类井的主要要求是在保护油层及提高钻速上，故在油气层上部采用聚合物不分散钻井液，到油气层即换用相适应的钻井液。

3．根据不同的地层特点选择

实践证明，不同地层对钻井液常常提出不同的要求，必须针对其特点采用相应的特殊措施，才能安全顺利地钻穿这些地层。

4．根据工程要求确定钻井液性能

钻井工程对钻井液性能要求体现在两个方面，一是确保安全钻进，就是要求性能能够适合井下的具体情况，能够对付井下出现的复杂情况。二是提高机械钻速。

提高机械钻速的要求如下：

（1）尽可能保持近平衡的压差。

所谓近平衡压差，是指无论在钻井中或起下钻时，由钻井液所产生的对地层的压力要尽量接近地层的孔隙压力。具体地说就是，尽可能降低钻井液密度的附加值，做到即安全又快速钻井。为此提出下列几点具体要求：

①预测准所钻地层的孔隙压力及破坏压力，精确地确定地层压力梯度值，为设计合理的套管程序提供可靠的必要条件，并算准平衡地层孔隙压力所需的静液柱压力。

②调整钻井液的流变性能时，在保持洗井液效能的前提下，尽可能采用较低的粘度和切力，以便在正常起钻速度下尽可能降低因抽吸而引起的压力降。

③绝对避免钻头泥包，尤其是在强造浆地层钻井时，要求钻井液具有较强的抑制性，故在钻井液中应加防包剂（或称洗涤剂）。

④尽可能降低钻井液流动阻力及保持适当的泵量，要求在钻井液中加入有效的润滑剂（或称减阻剂），以便降低由此所引起的对地层的附加压力。

（2）具有良好的剪切稀释特性。

剪切稀释特性是指钻井液的表观粘度随剪切速率而变化的性质。现代钻井技术要求钻井液通

过钻头喷嘴时的粘度（即在环空低剪切速率下）的粘度变大，以便彻底清净井底，而且这种变化要快，即瞬时改变（钻井液一出水眼马上变稠）。高与低剪切速率下钻井液粘度变化幅度的大小，表征着该钻井液的剪切稀释特性的强弱。若这种变化幅度过小，则存在两种可能：一是水眼粘度过大；二是环空粘度过小。这都不利于提高钻速。因为水眼粘度过大，喷嘴钻屑含量过大，密度变高，压差增大，影响钻速的提高。若其变化幅度过大，也存在两种情况：一是水眼粘度很小；二是环空粘度很大。前者是钻井工程所需要的，而后者是不希望出现的。因为环空粘度过大，流动阻力也大，对地层的回压必然增高，流压增大，钻速下降。因此，对剪切稀释特性强弱的要求应该控制在低水眼粘度下，环空粘度达到满足清洗井底和携带钻屑要求的范围内就可以了。过高或过低都对钻速的提高不利。

（3）较强的清井及携屑能力。

在钻井中，井底干净与否直接影响钻头的切削效率。若井底的岩屑不能及时被带走，就会受到钻头的重复切削，钻速及钻头寿命就会受到影响。若岩屑虽然被及时冲离井底，而钻井液的携带能力差，岩屑上返速度慢，那么可以产生不利于钻井的后果。环空岩屑浓度过大，易堵塞环空空间，当量密度增加，流动阻力增大，对井壁的压力也增大，压差增加，易发生井漏，而且大量岩屑易粘附井壁，造成缩径，引起起下钻阻卡，产生井下各种复杂情况，影响钻井，甚至发生井事故。

一般用下列指标来检查其清井及携屑能力的好坏。

①动切力（代号YP）：研究结果表明，动切力达到2.394Pa后钻井液就有足够的携带岩屑的能力，若再提高动切力，那么，携带岩屑的能力增加幅度变缓，故动力控制在4Pa左右是合适的。

②有效粘度（代号η）：是指在环空剪切速度下的表观粘度。目前通常检测的是出口粘度，不能反映出携砂岩屑的真正能力，因为漏斗粘度（或表观粘度）是随着剪切速率的变化而增减的，出口时的剪切速率低于环空的剪切速率，其结果不能真实地反映出我们所要求的环空钻井液的表观粘度。为此，必须事先根据所使用的钻井液类型，作剪切速率与粘度值的曲线图，使用时查出环空剪切速率对应的表观粘度值来，对此值的要求应根据当时钻井的具体情况加以确定。

③环空中钻井液岩屑含量：指在环空中钻井液所含岩屑的浓度，以百分数表示。在钻井中，若钻速很快而泵量不足，钻井液携砂能力欠佳，那就会使岩屑在环空中的上升速度降低，钻井液中岩屑的含量大量增加，结果常造成一系列井下复杂情况的发生。例如，钻头和钻具泥包、阻卡、堵塞井眼，甚至卡钻等。国外经过长时间的试验及实践后得出结论，环空钻井液岩屑含量在5%以内是比较安全的。胜利油田的实践证明，只需从钻井液及工程上采取相应措施，例如起钻前先充分循环钻井液，接单根时晚停泵，钻进一定进尺后短起下钻，尽可能提高泵排量，以及很好地调整钻井液流变参数，把岩屑运载比（即岩屑的上返速度与钻井液在环空上返速度之比值）控制在0.5以上，就可以把岩屑在环空钻井液中的含量放宽到9%，井下也是安全的。

在泵排量最大许可范围内，环空间隙一定的情况下，要达到上述岩屑浓度要求，主要应从调整钻井液性能方面入手。

从钻井液本身的性能看，岩屑上升速度与密度、粘切有关。钻井液的密度越大，即同样的岩屑在钻井液中所受的浮力越大，下沉速度越慢。但不能从密度上去寻找解决方法，因为它会影响到钻速。故应从粘切上去解决钻井液携砂能力问题。要想调整钻井液流变参数，就必须先确定钻井液适应哪种流变模式，而后才能以其反映携砂能力的指标加以要求。例如，用动塑比值来要求属于宾汉模式流体的钻井液，而用N值来要求适应幂律模式流体的钻井液。

这两种类型钻井液分别要求如下：

宾汉模式的动塑比值为0.48；

幂律模式的N值为0.5～0.7。

（二）、钻井液性能设计

当选定钻井液体系后，还需要对钻井液进行分层设计。

1．钻井液密度

钻井液密度设计主要根据地层孔隙压力剖面，以保持平衡压力钻井的钻井液密度为最小钻井液密度。为了保证钻井安全，通常在钻井液密度设计中增加安全附加值ρC。国内外油田在油层附加0.05～0.10g/cm3，气层附加0.07～0.15g/cm3。则钻井液密度设计可按下式计算

ρm=ρp+ρc

式中ρm——钻井液密度，g/cm3；

ρp——地层孔隙压力当量钻井液密度，g/cm3；

ρc——安全附加密度值，g/cm3。

若钻井井段中有特殊要求（如盐膏层或泥页岩地层，为防止地层坍塌，缩径），应考虑特殊需要，增加或减小钻井液密度。

2．钻井液固相含量

钻井液的密度主要是由其所含固相而造成的。固相含量与钻井液密度可根据图3-1-2-1选一个合适值。

图3-1-2-1 一般钻井液密度与固相含量的关系

3．钻井液流变性能

钻井液的流变性能与钻井液密度、固相含量、钻井液化学处理剂有关，一般以钻井液密度为根据，选择在不同密度下的最佳固相含量和流变性能的范围。可用图3-1-2-2选取铁铬盐钻井液的流变性能。

图3-1-2-2铁铬盐钻井液的流变性能的关系

二、设计实例

（一）、实例井的基本情况

江汉油田沔阳凹陷某井的地质剖面见表3-1-2-1

根据地质预告剖面和邻井钻井实践，该井有大段的膏盐层和纯盐层。在钻进过程中，上部泥岩大量造浆，致使钻井液密度高，粘土含量高。当钻遇可溶性盐层溶解，可能会使钻井液性能恶化，流动性变差，以及盐层井径变大，钻至深部引起盐类重结晶，给钻井液维护处理，处理井下事故，以及正常钻井带来许多困难。

（二）、钻井液体系的选择

江汉油田经过多年实践，形成了钻膏盐地层的钻井液体系，即用PHP—80A—51—HPAN—钾盐或PHP—NaK—钾盐体系控制上部地层的造浆和垮塌，进盐层前50～80m加盐至预饱和，钻井时补充加盐，控制盐层溶解，保持含盐井段井壁稳定，井径规则；使用NTA抑制钻井液中盐类重结晶，解决重结晶的阻卡、卡钻等问题。

（三）、钻井液性能的确定

1．钻井液密度

根据邻井的地层压力剖面，全井地层压力系统小于1.0g/cm3。由于在钻井过程中要保证钻井液性能满足钻井工艺要求，控制钻井液密度低比较困难。根据邻井钻井液的使用情况，要求钻井液密度控制在1.2g/cm3左右。

2．钻井液粘度

本井上部平原组地层因流砂层及砾石层胶结疏松易漏、易垮，因此，粘度应大些，其余地层粘度可以小些。但随着井深的增大，易出现流砂和易垮、易漏地层，因此在粘度较小的基础上逐渐增加粘度。

3．滤失量和泥饼厚度

本井平原组上部和广华寺组地层，均属水敏性泥岩，易产生吸水澎胀。根据现场经验，钻井液性能滤失量应控制在10ml以内较合适。在广华寺组地层以下的膏盐层中钻进，为防止出现复杂情况，更应控制滤失量。根据邻井经验应控制在5ml以内。根据滤失量的控制值，其泥饼厚度浅层在2mm以内，深部地层在0.5mm以内。

4．含砂和固相含量

本井使用的是低固相钻井液，要求固相含量小于8%。

根据钻井液密度、固相含量，并考虑油田钻井液使用的实际情况，设计的其他性能参数见表3-1-2-2。

表3-1-2-2 本井各井段钻井液性能设计

（四）、钻井液维护

开始前，各井段主要处理剂日平均用量按照表3-1-2-3配成胶液补充，下油套之前加0.8t石墨粉减阻，井队应保证二级净化使用率达到要求，效果好，并按需要清罐，保证低固相含量。

表3-1-2-3 各井段主要处理剂日均用量

第三节钻柱与下部钻具组合设计

方钻杆、钻杆、钻铤及其他井下工具组成的管串称为钻柱。它是钻井的重要工具与手段，在钻井过程中，通过钻柱把钻头和地面连接起来。

随着钻井深度的增加和钻井工艺的发展，对钻柱性能的要求越来越高。由于钻柱在井下工作的条件十分复杂与恶劣，它往往是钻井工具与装备的薄弱环节。钻具事故是最常见的钻井事故，并常导致井下复杂情况的发生，甚至造成井的报废。下部钻具组合是钻柱的重要部分，它与井斜问题和钻头的工作状况有着十分密切的关系，是影响井身质量和钻井速度的重要因素。所以，根据井下工作条件及工艺要求，合理地设计钻柱与下部钻具结合，对于预防钻具事故，提高钻头工作指标和有效地克服井斜问题，从而实现安全快速钻井和完成各种井下作业具有十分重要的意义。

一、钻柱与下部钻具组合设计的内容与所需资料

（一）、钻柱与下部钻具组合设计的内容

SY/T 5333—1996《钻井工程设计格式》规定，钻柱与下部钻具组合设计的内容主要包括钻柱组合设计与钻柱强度校核两部分。具体来说，主要包括以下内容：

1．钻柱的设计与计算

（1）钻铤柱的设计与计算；

（2）杆柱的设计与计算。

2．钻柱的受力分析与强度校核

（1）钻井过程中各种应力的计算；

（2）危险断面的校核。

3．下部钻具组合设计

（1）钟摆钻具组合设计；

（2）满眼钻具组合设计；

（3）满眼一钟摆钻具组合设计；

（4）震击器与减震器的安放设计。

（二）、钻柱与下部钻具组合设计所需资料

（1）组成钻柱各工具的规范及特性参数（查阅相关手册）；

（2）井身结构；

（3）井眼的垂直剖面图和水平投影图；

（4）设计地层分层及故障提示；

（5）地层分层。

二、钻柱与下部钻具组合设计的方法

（一）、钻柱的设计与计算

钻柱的主要组成有方钻杆、钻杆、钻铤及其他井下工具，这些工具的规范与特性请查阅《钻井手册（甲方）》或《海洋钻井手册》相关部分。

作用于钻柱上的力有拉力、压力、弯曲力矩、扭矩等，但其中经常作用且数值较大的力是拉力，因此，钻柱设计一般以拉伸计算为主。

1．钻铤柱的设计

（1）钻铤尺寸的确定：钻铤尺寸决定着井眼的有效直径。

有效井眼直径=

2钻铤外径

钻头直径 （3-1）霍奇发展了这一结论，提出了允许最小钻铤外径的计算式，即

允许最小钻铤外径=2倍套管接箍外径 一 钻头直径 （3-2）

钻铤柱中最下一段钻铤（一般应不少于一立柱）的外径应不小于这一允许最小外径，才能保证套管的顺利下入。

采用光钻铤钻井，这一结论是正确的。当下部组合中采用稳定器，可以采用稍小外径的钻铤。钻铤中选用的最大外径钻铤应保证在打捞作业中能够套铣。表3-1-3-1是推荐的与各种钻头直径对应的钻铤尺寸的范围。

表3-1-3-1 推荐的钻铤尺寸范围*

*摘自SY/T 5172—1996《直井下部钻具组合设计方法》。

在大于190.5mm （7 1/2in ）的井眼中，应采用复合（塔式）钻铤结构，但相邻不同外径两段钻铤的外径差不应过大。合理控制钻铤柱中相邻两段不同规范（外径、内径及材料等）钻铤的抗弯刚度EI Z 的比值，可以避免在连接处以及最上一段钻铤与钻杆连接处产生过大的应力集中与疲劳。根据经验，这一比值应小于2.5。一般情况下，相邻两段钻铤外径差值以不超过25.4mm 为宜。

（2）钻铤长度的确定：钻铤长度取决于选定的钻铤尺寸与所需钻铤重量。

按目前广泛采用的浮力系数法，应保证在最大钻压时钻杆不承受压缩载荷，所需钻铤重量由下式计算。

所需钻铤重量=

钻井液浮力系数

安全系数

设计的最大钻压? （3-3）

式中安全系数的合理取值范围是1.15～1.25。

在斜井条件下，应按下式计算所需钻铤的重量m ：

m =

α

COS K S W f f n ?? （3-4）

式中

m ——所需钻铤的重量，kN ； W n ——设计最大钻压，kN ； S f ——安全系数

K f ——钻井液浮力系数； α——井斜角，度。

根据钻铤的质量并考虑钻铤尺寸选择的有关因素，即可确定各段钻铤的长度和钻铤柱的总长度。在钻大斜度定向井时，应减少钻铤数量，代之以加重钻杆。

上述确定钻铤质量及长度的方法来源于鲁宾斯基关于“中和点”的论述，即中和点将钻柱分为两个部分，上段在钻井液中的质量等于大钩载荷，下段钻柱的质量等于钻压，而设计钻铤长度时应保证中和点始终处于钻铤柱上。

2．钻杆的设计

不论起下钻或正常钻进时，经常作用于钻杆且数值较大的力是拉力，所以钻柱的设计主要考虑钻柱自身质量的拉伸载荷，并通过一定的设计系数来考虑起下钻时的动载及其他力的作用。在一些特殊作业时也需要对钻杆的抗挤及抗内压强度进行计算。

（1）钻杆设计所必需的参数包括设计下入深度、井眼尺寸、钻井液密度、抗拉安全系数、钻铤长度、外径及钻杆规范等级等。

（2）最大允许静拉载荷P a 的确定：P a 的确定有三种方法，由已知条件具体来确定，选择其中最小的作为计算标准。

P a 1=0.9P y /安全系数 P a 2=0.9P y /设计系数 （3-5） P a 3=0.9P y －拉力余量 P a =min （P a 1，P a 2，P a 3） 式中 P y ——最小屈服强度下的抗拉负荷，kN 。

设计系数值可由卡瓦长度和钻杆外径查表而得，见《钻井手册（甲方）》。 （3）单一钻杆柱的设计：

P a =（Lq p +L c q c ）K f

L =

???

? ??-c c f a p

q L K P q 1 （3-6） 式中 P a ——最大允许静拉载荷，N ；

L ——钻杆柱的最大设计深度，m ；

q p ，q c ——单位长度钻杆、钻铤在空气中的重量，N/m ； L c ——钻铤长度，m ； K f ——浮力系数。

（4）复合钻柱的设计：由上可见，单一尺寸钻柱的下入深度是有限的，往往不能满足深井和超深井的要求。要使钻柱有更大的下入深度，可采用上大下小、上厚下薄、上高下低（钢级）的钻杆组成复合钻柱。各段钻杆长度的确定应自下而上进行确定，钻铤上面第一段钻杆长度为L 1。

L 1=（

c c f

a L q K P -1）11

q （3-7） 式中 L 1——钻铤上面第一段钻杆的最大长度，m ；

P a 1——钻铤上面第一段钻杆的最大允许静拉载荷，N ； K f ——浮力系数；

q c ——单位长度钻铤在空气中的重量，N/m ； L c ——钻铤长度m ；

q 1——钻杆上面第一段钻杆在空气中每米质量，N/m 。

对于复合钻柱，每种钻杆都有一个最大设计长度，其第二、第三等各段长度可按下式计算。 L i =

f

i ai ai K q p p 1

-- （i =1，2，3…） （3-8）

式中 P a i ——钻铤上面第i 段钻杆的最大允许静拉载荷，N ； q i ——钻铤上面第i 段钻杆在空气中的重量，N/m ； L i ——钻铤上面第i 段钻杆的最大长度，m ； K f ——浮力系数。

如果各段钻杆的实际长度不等于理论设计长度，则上式不能应用，而用下面的方法计算。

L i =i

i n c

n n f

i ai i c c i i f i ai q q L q K q p q q L q L q L q L K q p ∑-=--+-=++++-1

1

112211

（i =2，3…） （3-9） 注：在选择实际钻杆长度时要根据实际圆整，且不能超过理论计算长度。

（二）、钻柱的受力分析与强度计算

为了使钻柱在不同的工作条件下能安全地工作，必须进行强度校核，使强度足够的钻柱下井使用。在强度校核时，只校核受力最大也就是最危险的截面。

1．钻井过程中各种应力的计算 1）钻柱轴向应力的计算

（1）在钻柱使用计算过程中，最大轴向拉力是在钻柱空悬时井口部位。

或 Q T =Q 0－B T （3-10） Q T =Q 0·K f

σT = Q T /A p （3-11） K f =1－ρm /ρs ； 式中 Q 0——钻柱在空气中的总重量，N ； Q T ——最大轴向拉力，N ；

B T ——钻柱受的总浮力，N （可由阿基米德定律求解）； K f ——浮力系数；

σT ——最大轴向拉应力，P a ； A p ——井口钻柱截面积，m 2；

ρm 、ρs ——分别为钻井液和钢材密度，kg/m 3。

（2）最大压力是在直井钻进状态或下部钻柱未发生弯曲时钻柱下部。

Q c =P+B C （3-12） σc = Q c /A c （3-13） B c =ρm gH c A c

式中 Q c ——最大压力，N ； σc ——压应力，Pa ； p ——钻压，N ；

A c ——钻柱下部横截面积，m 2；

B c ——钻柱下部所受浮力，N ； H c ——钻柱下部垂深，m 。 2）钻柱外挤应力的计算

考虑最危险在钻柱下部、管内掏空的情况，外挤载荷以钻杆内全掏空，管外按钻井液密度计算。

P C =ρm g H c （3-14） 式中 P C ——外挤压强，P a 。

若是钻柱受到了较大的拉力（钻柱测试上提钻柱松动封隔器）必须按双向应力方法修正钻杆抗挤强度（具体做法参看教科书中双向应力计算有关章节）。

3）钻柱弯曲应力的计算

钻柱的弯曲应力在钻柱上部是由离心力引起的（不考虑井斜和定向井），在钻柱下部则由钻柱受压弯曲和离心力共同作用引起，因此下部弯曲应力最大。

σb =1.02×108

2V p

L fD （3-15）

f =（1.2D w －D p ）/2 （3-16）

L v =m

z q n J z z n 22

3025

.225.05.09.93++ （3-17） J z =

)(64

44

i P D D -π

（3-18）

式中 D w ，D p ，D i ——分别为井径、钻柱外径及内径，cm ；

σb ——弯曲应力，P a ； L v ——半波长半径，m ； f ——半波最大挠度，cm ；

J z ——钻柱本体截面的轴惯性矩，cm 4。 n ——钻柱转速，r/min ；

Z ——中和点到校核断面的距离（校核面在中和点以下，Z 取负；在中和点以上，Z 取正），m ；

q m ——钻柱在外井液中单位长度重量，N/m ； I z ——钻柱载面轴惯性矩，cm 4。

注：中和点距井底高度的计算公式为 L o =

f

c K q P

?

式中 q c ——单位长度钻铤在空气质量，N/m ； L o ——中和点距井底的高度，m 。 4）钻柱剪应力的计算

在钻井过程中，整个钻柱都受到扭矩作用，因此在钻柱各个横截面上都产生剪应力。正常钻进时，钻柱所受的扭矩取决于转盘传给钻柱的功率。

τ=n

b s W n N N ?+?)

(1055.99 （3-19）

N s =4.6C ρm D 7

210-?Ln P （3-20）

N b =78.5PD 8

10-?Ln P （3-21） W n =

)(164

4i p P

D D D -π

（3-22）

式中 τ——剪应力，P a ；

N s ——钻柱空转所需的功率，kW ；

N b ——牙轮钻头破岩所需的功率，kW ； n ——转速，r/min ；

W n ——抗扭截面系数，cm 3； C ——与井斜角有关的系数； ρm ——钻井液密度，g/cm 3；

D p ，D i ——分别为钻柱外径、内径，cm ； L ——钻柱长，m ； P —— 钻压，N ； D b ——钻头直径