油气井套管安全系数计算实例
安全系数怎么算
安全系数怎么算安全系数是指在一定工况下，结构或设备的承载能力与其受力情况之间的比值。
在工程领域中，安全系数是一个非常重要的参数，它直接关系到结构或设备的安全性能。
那么，安全系数究竟怎么算呢？下面我们将从不同的角度来介绍安全系数的计算方法。
首先，我们可以从材料的强度来计算安全系数。
对于一些材料来说，它们的强度是已知的，比如金属材料的抗拉强度、抗压强度等。
在工程设计中，我们通常会将结构或设备所受到的最大荷载除以材料的强度，这样就可以得到一个安全系数。
比如，某个构件所受最大荷载为1000N，而材料的抗拉强度为200N，那么安全系数就是1000/200=5。
这意味着该构件的承载能力是材料强度的5倍，因此具有较高的安全性能。
其次，我们还可以从结构的设计要求来计算安全系数。
在工程设计中，通常会规定结构或设备的最大承载能力，这就是设计要求。
而结构或设备所受到的实际荷载是变化的，因此需要通过安全系数来保证结构或设备在受到最大荷载时仍然具有足够的安全性能。
计算方法就是将设计要求除以实际荷载，得到的结果就是安全系数。
比如，某个桥梁的设计要求是承载100吨的车辆，而实际荷载是80吨，那么安全系数就是100/80=1.25。
这意味着即使受到最大荷载，该桥梁仍然有25%的安全裕量。
此外，还可以从概率统计的角度来计算安全系数。
在工程实践中，我们往往无法准确预测结构或设备所受到的荷载，因此需要通过概率统计的方法来计算安全系数。
这种方法通常会考虑到荷载的概率分布、结构的可靠性指标等因素，从而得到一个合理的安全系数。
这种方法比较复杂，需要运用一定的数学模型和统计知识，但可以更加准确地反映结构或设备的安全性能。
综上所述，安全系数的计算方法有多种，可以从材料的强度、结构的设计要求、概率统计等角度来进行。
在工程设计中，我们需要根据具体的情况选择合适的计算方法，以确保结构或设备具有足够的安全性能。
只有在安全系数合理的情况下，我们才能放心地使用这些结构或设备，从而保障工程施工和运行的安全。
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）。
中间套管下深计算
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2 技术套管下深公式推导 PmE≥Ppmax 1）防喷
Pf≥PmE
地层破裂压力 井内有效液柱压力
在下钻时，井内有效液柱压力最大，易发生井漏。
mE =max +S g =p max +S b +S g
考虑地层压力及地层破裂压力检测误差，加入压裂安全增值Sf 则
f mE S f
设计地层破裂压力当量密度
p max +S b +S g S f
井内有效液柱压力 设计井段最大地层压力
在起钻时，井内有效液柱压力最小，易发生井喷。
mE max S b
井内有效液柱压力当量密度 考虑到防喷，则 该井段所用最大钻井液密度
所以
mE = p max
该井段最大地层压力当量密度
max =p max +S b
2 技术套管假定下深公式推导
2）防漏
这便是正常作业时，技术套管假定下深的计算公式
3 按图查找下深点
在压力剖面图的横坐标上， 找出前面已经确定的 地层设计破裂压力当量密 度ρf ， 从该点向上引垂线与破裂 压力线相交，交点所在的 深度及为中间套管下入深 度的初始假定点D21。
4、实例
某井设计井深为 4400 m；
地层孔隙压力梯度和破裂 压力梯度剖面如图 。 试确定该井不发生溢流时， 技术套管下入深度。 给定设计系数： Sb = 0.036g/cm3 ； Sg = 0.04g/cm3 ； 由图上查得 Sf = 0.03g/cm3 ；
管道安全系数
管道安全系数一、管道安全系数的重要性管道作为我国能源输送的重要设施，其安全性备受关注。
管道安全系数是指管道在承受压力、输送流体过程中，抗破坏能力的指标。
它直接关系到人民群众的生命财产安全和国家能源安全。
在近年来，我国管道事故频发，强化管道安全系数的研究和应用显得尤为重要。
二、管道安全系数的计算方法管道安全系数的计算方法主要依据设计压力、材料强度、管道几何参数等因素。
一般采用以下公式进行计算：安全系数（K）= 设计压力（Pd）/ 实际压力（Pa）其中，设计压力是根据管道所输送介质的特性和工程设计要求确定的，实际压力是管道运行过程中所承受的压力。
三、提高管道安全系数的措施1.选用高强度、耐腐蚀的材料：提高管道的抗破坏能力，降低事故风险。
2.加强管道检测与监测：定期对管道进行无损检测，及时发现隐患，确保管道安全运行。
3.优化管道设计：合理布局管道走向，避免高风险区域，降低事故发生概率。
4.完善应急预案：针对可能发生的事故，制定应急预案，提高应对突发事件的能力。
5.强化管道安全管理：建立健全管道安全管理制度，加强人员培训，提高安全意识。
四、我国管道安全现状及展望当前，我国管道安全水平逐步提高，但仍存在一定的问题。
例如，管道老化、安全隐患较多、应急响应能力不足等。
为进一步提高我国管道安全系数，相关部门正在加大投入，推广新技术、新工艺，强化管道安全管理。
未来，随着我国能源需求的不断增长，管道建设将越来越受到重视。
管道安全系数的研究和应用也将继续深入，为我国能源安全保驾护航。
在此背景下，提高管道安全系数，确保能源输送安全，是当务之急。
总之，管道安全系数对于保障我国能源安全具有重要意义。
油田套管设计
一、套管柱外载分析
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按该井最危险 情况来考虑套管柱所承受的基本载荷。 Wc=qcLcs×10-3 Wcd q c Lcs (1 d ) 10 3 s
1、确定安全系数 安 全 系 数 取 值
抗挤安全系数：1.00～1.25，常用的为1.125 抗拉安全系数：1.60～2.00，常用的为1.80
抗内压安全系数：1.10～1.33，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。 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。
试油气中若干计算问题
试油气中若干计算问题一．纯气井在已知井口压力时井筒各点压力的计算公式：T ΓT T W M =P i =P 井口。
e 1.251x10-6 Li其中：P 井口: 井口压力P i ：任意点压力ρ ：天然气密度L i ：任意点井深二．套管最大掏空深度根据目前的套管强度和固井情况，如果排液超过一定的深度，提高就可能被压力挤毁，所以需根据油套封固情况，来确定套管许最大掏空深度（如图1所示）ρ当P 外—P ≥S.S 套时套管就会被挤毁油套封固压力主要来自管外泥浆柱，地层压力以及岩石侧压力 ①管外泥浆柱压力水泥封固时由于套管偏心，泥浆性质及顶替效率的影响会使泥浆未顶替出，它会对套管产生挤压力。
②地层压力由于异常高压存在，对于地层压力一般比较难于确定，通常采用钻井时该井段的管外泥浆压力作为地层压力③岩石侧压力两种情况，对于非可塑地层岩侧压力来源上覆岩层压力此时仍可以把管外泥浆柱压力作为套管挤压力，对于可塑性地层（岩盐和钾碱条带分布区）由于岩层的蠕动，套管将承受这些塑性流动的力，需加岩石的侧压系数K注：对于生产井还应考虑注水压力的影响所以计算套管许掏空深度分非可塑地层和可塑地层1非可塑性地层（本计算方法已考虑套管抗挤安全系数）P外=ρ1gh P =ρ2g（h－l）P外-P≤P r/k c——————⑴若采用国际单位P外=ρ1gh=hρ1/101.97mpa(g=9.807)ρ1单位g/cm3h单位 mP=(h-l)ρ2/101.97(同上)其中：P r——抗挤压强度P——抗内压强度代入（1）式可以推出：L≤101.97/ ρ2-h(ρ1-ρ2)取最大值：l=101.97 P r/ k cρ2- h(ρ1-ρ2)/ ρ2其中：h---新确定的套管抗挤薄弱点深度P r---查表可知k c———一般性质1.05-1.10《钻井测试手册》《试油技术规范》取：1.105但是应根据固井，套管磨损程度来确定2可塑性地层将P外=ρ1h/101.97P外= k hρ3/101.97= KG0 h/1000mpa 其中：k—侧压系数一般岩石侧压系数取0.42-0.8之间岩盐层和钾碱层几乎接近于1ρ3——岩石密度G0—上覆岩层压力⒊h值的取值：h一般根据套管下深，异常高压层，岩盐层和钾碱层深度来确定⒋当井内为天然气时，油本部分内容可以算出的最低套压P=Pе 1.251×10-4ρh根据：P外-P h≤P r/ k c可以求出最低套压P=1/е 1.251×10-4ρh(hρ1/101.97-P r/ k c)三.套管最高关井压力由于井筒内流体介质不同，流体压力计算公式不同，故分为两种情况：⒈井内为天然气时，井筒存在两处薄弱环节：①井口裸露段和升高短节②套管抗内压最薄弱段，所以应考虑分别计算取其最小值：①井口部分：P wmax1= P b1/n1②最薄弱段： P wmax2= 1/е 1.251×10-4ρ((根据P外-P h≤P b2/ h2推出)P wmax=min [P wmax1 ×P wmax2]其中：P b1，P b2：分别为井口和套管抗内压强度n1 , n2 : 根据《钻井测试手册》n1=1.5n2=1.05⒉井筒内为液柱（ρ4）时根据：hρ4/101.97＋P套－hρ1/101.97≤P b2/n2推出：P套＝P b2/n2＋h/101.97(ρ1－ρ4)------⑵四.天然气井二项式方程式求无阻流量和计算产量的方法⒈在只知道一个流压P下的气产量Q地层压力P e的情况下可以解决的问题：①根据的推导公式求绝对无阻流量Q ab=②根据无阻流量和二项式方程式求出：P2e－P2＝AQ1＋BQ21P2e－P2ab＝AQ ab＋BQ2abB=[(P2e－P2ab)/Q ab－(P2e－P2)/Q1]/(Q ab－Q g)=P2e－P2/Q－BQ1③根据A、B、P e值可以折算压力下的产量，验证某一井口下产量是否对⒉在可知两个流压P P和两个产量Q Q及P的情况下①可以求出 A B值②可以求出无阻流量③根据A B P e可以折算压力下的产量验证某一井口压力下产量是否对。
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）。
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。
油气井井筒完整性系统风险评估方法
油气井井筒完整性系统风险评估方法何汉平【摘要】常规油气井井筒完整性风险性评价方法只是针对单一工况的,目前还没有油气井整个寿命周期内井筒完整性系统风险评价方法.为此,将油气井井筒关键结构(点)(如完井油套管柱、水泥环等)完整性风险评估和考虑多种工况的井筒综合完整性评估相结合,提出了油气井整个寿命周期(包括钻井、完井、生产、弃井等4种工况)的井筒完整性系统风险定量评估方法,建立了油气井井筒完整性系统风险定量评估模型和评价指标.利用该风险评估方法对普光气田气井整个寿命周期内的井筒完整性风险进行了评估,结果发现该气田气井井筒完整性风险较高,与现场情况相符.研究表明,利用提出的油气井井筒完整性系统评估方法可以评估油气井整个寿命周期内的井筒完整性风险,为降低油气井井筒完整性风险提供依据.%Risk assessments of wellbore integrity of conventional oil and gas wells are predominantly performed in one certain working condition at one specific time without systematic risk assessment method for wellbore integrity of oil and gas wells throughout the well life cycle.To correct the deficiency,systematic and quantitative assessment techniques were proposed fordrilling,completion,production,plugging and abandoning.Thus,four kinds of conditions in the whole life cycle of oil and gas wells and they constitute a comprehensive evaluation of the wellbore.In this way,systematic risk quantitative assessment models and evaluation indicatorsfor oil and gas wells wellbore integrity were established.Risks in wellbore integrity in the whole life cycle of the Puguang Gas Field were estimated by using aproposed risk assessment method.Assessment results showed that theintegrity of the wellbores in the field were operating at a higher risk level and it was verified with actual conditions on site.Research results showed that wellbore integrity evaluation method can evaluate the risk of wellbore integrity in the whole life cycle of oil and gas wells,and can provide valuable references for minimizing the risk of wellbore integrity of oil and gas wells.【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2017(045)003【总页数】5页(P72-76)【关键词】井筒完整性;风险评估;数学模型;普光气田【作者】何汉平【作者单位】中国石化石油工程技术研究院,北京 100101【正文语种】中文【中图分类】TE243井筒完整性可定义为应用技术、操作和措施降低开采风险，保证油气井尤其是高压油气井在整个寿命期间处于安全状态[1]。
管道安全系数
管道安全系数（原创版）目录一、管道安全系数的定义和重要性二、管道安全系数的计算方法三、影响管道安全系数的因素四、提高管道安全系数的措施五、结论正文一、管道安全系数的定义和重要性管道安全系数是指管道在正常使用条件下，能够承受的最大压力与管道工作压力之比。
它是衡量管道安全性能的一个重要指标，直接关系到管道的运行安全和设备的使用寿命。
在工程设计、施工及运营过程中，合理确定管道安全系数至关重要。
二、管道安全系数的计算方法管道安全系数的计算公式为：安全系数 = 承受压力 / 工作压力。
其中，承受压力是指管道在正常使用条件下能够承受的最大压力，工作压力是指管道在正常运行时所承受的压力。
安全系数一般要求大于 1.5，以确保管道在正常使用条件下具有足够的安全性能。
三、影响管道安全系数的因素1.管道材料：不同材料的管道其允许承受的压力不同，因此会影响安全系数。
一般来说，钢材的允许压力较高，铸铁的允许压力较低。
2.管道设计：管道的设计直接影响其承受压力的能力。
合理的管道设计能够提高安全系数，反之则会降低安全系数。
3.管道使用环境：管道使用环境中的温度、湿度、腐蚀性等因素都会影响管道的承受压力，从而影响安全系数。
4.管道施工质量：施工过程中，焊接质量、管道连接质量等都会影响管道的安全性能，进而影响安全系数。
四、提高管道安全系数的措施1.合理选材：根据管道的工作条件和要求，选择适当的材料，以提高其承受压力的能力。
2.优化管道设计：通过合理的管道设计，提高管道的强度和稳定性，从而提高安全系数。
3.加强施工管理：严格把控施工质量，确保管道焊接、连接等质量达标，提高管道的安全性能。
4.定期检查与维护：对管道进行定期检查和维护，及时发现并处理存在的问题，确保管道的安全运行。
五、结论管道安全系数是衡量管道安全性能的重要指标，应引起广泛重视。
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套管安全系数计算实例：
抗拉安全系数＝68.6710008.95011.8185.02286=⨯
⨯⨯KN
KN
P 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MPa
P P
P 抗挤力＝0.00981×〔1.2-（1-0.65）×1.2〕×50＝0.383 P 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
MPa
MPa P 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
23.31000
8
.9202053.5985.09.3233＝抗拉系数＝
⨯⨯⨯KN
()[]38.12020
2.165.012.100981.0305.21＝抗挤系数＝
⨯⨯--⨯MPa
67.12020
2.100981.0645
.139＝抗内压系数＝
⨯⨯
油套φ139.7 N80×9.17
38.41000
8
.9175076.2985.08.1903＝抗拉系数＝
⨯⨯⨯KN
()[]21.23600
2.165.012.100981.0881.60＝抗挤系数＝
⨯⨯--⨯MPa
50.13600
2.100981.0363
.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）。