油层套管数据
油套管钢级
油套管钢级油套管钢级共有H40，J55，K55，M65，N80，L80，C90，T95，C95，P110，Q125 二十个不同钢级，类型的油套管，为区分不同的钢级强度，螺纹类型，分别用不同色标和符号代表油，套管的钢级和螺纹。
色标和英文字母后面的二为或三位数字表示油，套管的钢级的最低屈服强度，如J55表示其最低屈服强度为55000磅/英寸2（379Mpa）最高为80000磅/英寸2 （552Mpa），P110最低屈服强度为110000磅/英寸2（758Mpa）最高为140000磅/英寸2（965Mpa）。
H，J，K，N代表一般强度油套管，C，L，M，T代表限定屈服强度油套管，具有一定的抗硫腐蚀性能。
油套管的钢级指材料的屈服强度,如H40表示强度为40*1000/145MPa=275.86MPa本地一般表层套管用J55，油层套管用N80，有高压层用P110，或者井比较深，上部用P110。
油套管钢级共有H40，J55，K55，M65，N80，L80，C90，T95，C95，P110，Q125 二十个不同钢级，类型的油套管，为区分不同的钢级强度，螺纹类型，分别用不同色标和符号代表油，套管的钢级和螺纹。
色标和英文字母后面的二为或三位数字表示油，套管的钢级的最低屈服强度，如J55表示其最低屈服强度为55000磅/英寸2（379Mpa）最高为80000磅/英寸2 （552Mpa），P110最低屈服强度为110000磅/英寸2（758Mpa）最高为140000磅/英寸2（965Mpa）。
H，J，K，N代表一般强度油套管，C，L，M，T代表限定屈服强度油套管，具有一定的抗硫腐蚀性能。
管道介质的输送压力有逐渐增高的趋势，在输气管线上尤为明显。
这是因为在一定范围内提高输送压力会增加经济效益，以输气管线为例，在输量不变的条件下，随着输送压力的提高气体的密度增加而流速减小，从而使摩阻下降。
在一条输气管线的站间距内由进站到出战压力逐渐下降，而流速逐渐增加，随之摩阻也逐渐增加，故离进站口 3 ／ 4 长度消耗生出站压差△p 的一半，而后1 ／4 长度消耗另一半。
表层油层套管数据
下深 2451.68 2451.28 2441.00 2440.72 2430.42 2420.12 2410.08 2398.18 2387.88 2377.57 2367.40 2365.02 2354.90 2344.69 2334.37 2324.07 2313.77 2303.80 2293.79 2283.51 2273.21 2263.00 2253.00 2242.89 2232.73 2222.43 2212.32 2202.02 2191.82 2181.52 2171.21 2160.91 2150.91 2140.60 2130.41 2120.27 2109.99 2099.69 2089.58 2079.28 2069.36 2059.21 2049.09 2038.78 2028.47 2018.17 2007.92 1997.61 1987.60 1977.30
J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55 J55
累长 0.40 10.68 10.96 21.26 31.56 41.60 53.50 63.80 74.11 84.28 86.66 96.78 106.99 117.31 127.61 137.91 147.88 157.89 168.17 178.47 188.68 198.68 208.79 218.95 229.25 239.36 249.66 259.86 270.16 280.47 290.77 300.77 311.08 321.27 331.41 341.69 351.99 362.10 372.40 382.32 392.47 402.59 412.90 423.21 433.51 443.76 454.07 464.08 474.38 484.68
油层套管数据
油层套管数据
1、井史（井况）
⑴，下Φ110mm铅模打印至2680.1m，印痕显示为内径95mm，外径105mm丢手接头且边缘腐蚀严重，填砂至2670.34m 后注灰，硬探灰面2663m。
⑵
⑶，下Φ114mm×2m通井规通井至2602.5m，起出检查通井规轻微弯曲，本体有多处划伤，下Φ116mm长面铣锥修套2393.3-2600.78m，起出检查长面铣锥有磨痕。
⑷，下Φ114mm×2m通井规通井至2601.89m，通井规外壁多处划痕。
⑸，反冲洗2576.07-2580.17m无进尺，酸浸。
⑹，下Φ114mm×1.5m通井规通井冲砂2550.55-2562.6m，返出物岩屑，上提有卡钻现象；
下Φ114mm磨鞋+光管，钻铣自2553.56-2602m到位，关井沉砂12小时，硬探砂面2602m砂面无变化；
下Y221-114封隔器至1837.638m，喇叭口深度1867.08m遇阻，起出检查封隔器完好，喇叭口有豁口；
下Φ114mm铅模用钢丝绳打印在1867.08m有遇阻显示，下至2579.06m处遇阻，起出检查Φ114mm铅模侧面削掉两块，缩径至Φ105mm。
⑺，下放缓慢起出，重新下入至1126m，仪器断电，空井筒中途完井。
其余井史详见文95-15井换封工程设计——六、历次措施作业简况及井下技术状况。
石油油管、套管基本知识
按照API标准划分，API 准套管有十个钢级，即H40、J55、K55、T95、N80、C90、C95、
L80、P110、125Q。API规范中，钢级代号后面的数值乘以6894．757kPa(1000psi)，即为套
管以kPa(或psi)为单位的最小屈服强度。这一规定除了极少数例外，也适应于非API 标准的
API钢级套管如NKK 系列套管较宜于有硫化氢存在的环境下使用。在存在CO2环境下宜选用
API 无缝钢管而不宜选用电阻焊钢管，或选用抗腐蚀合金钢如Cr不锈钢管。
2、API 油管相关知识
根据油管的强度，API 油管以分为H40、J55、N80、L80、C90、T95 和P110，共七个钢
套管，非API 标准套管是根据钻井和采油工程需要而超出API 标准的进一步发展。
API 套管钢级的强度指标表
非API 标准套管各种钢级的强度指标表
常见套管螺纹扣型分类：
螺纹最高泄漏压力（Mpa）
硫化氢使钢体脆性断裂，即发生氢脆，在低温下API 高强度钢中氢脆现象更严重，而非
级。钢级代号的物理意义跟套管钢级中的规定相同。数字越大，表示该钢级油管的强度越高。
油管钢级颜色标记见下表。
1、套管基本知识
海洋油气田开发工程中常规的套管程序包括：隔水导管、表层套管、中间技术套管(1～
3层，视井深和下储集层中的石油或天然气流至地面创造良好的流动
通道,用以保护井壁、隔离各层流体，以利于油气井分层测试、分层开采和分层改造。
石油套管规格表
1.用途用于石油井钻探。
2.种类按SY/T6194-96“石油套管”分短套管及其接箍和长螺纹套管及其接箍两种。
4.化学成分检验(1)按SY/T6194-96规定。
套管及其接箍采用同一。
含硫量＜%，含磷量＜%。
(2)按GB222-84的规定取化学分析样。
按GB223中有关部分的规定进行化学分析。
(3)ARISPEC5CT1988第1版规定。
化学分析按ASTME59最新版本制样，按ASTME350最新版本进行化学分析。
5.物理性能检验(1)按SY/T6194-96规定。
作(GB246-97)(GB228-87)及。
(2)按美国石油学会APISPEC5CT1988年第1版规定作静水压试验、压扁试验、硫化物应力腐蚀开裂试验、(ASTME18或E10最新版本规定进行)、、横向冲击试验(ASTMA370、ASTME23和有关标准最新版本规定进行)、晶粒度测定(ASTME112最新版本或其他方法)。
6.主要进出口情况(1)石油套管主要进口国家有：德国、、罗马尼亚、、意大利、、奥地利、、美国，、新加坡也有进口。
进口标准多参照美国石油学会标准API5A，5AX，5AC。
钢级是H-40，J-55，N-80，P-110，C-75，C-95等。
规格主要为，，，，等。
(2)规定长度有三种：即R-1为～，R-2为～，R-3为至更长。
(3)部分进口货物标有LTC字样，即长丝扣套管。
(4)从日本进口套管除采用API标准外，还有少部分执行日本厂方标准(如新日铁、住友、川崎等)，钢号是NC-55E，NC-80E，NC-L80，NC-80HE等。
(5)在索赔案例中，出现过黑扣、丝扣损伤，管体折叠，断扣和螺纹紧密距超差，接箍J值超差等缺陷及套管脆裂、低等内在品质问题。
7.包装按SY/T6194-96规定，国产套管应以或钢带捆扎。
每根套管及接箍螺纹的露出部分均应拧上保护环以保护螺纹。
8.其他按美国石油学会标准APISPEC5CT1988年第1版，套管钢级分H-40、J-55、K-55、N-80、C-75、L-80、C-90、C-95、P-110、Q-125共10种。
表层套管&技术套管&油层套管
表层套管
是油气井套管程序里最外层的套管。
钻井开孔后钻到表土层以下的基岩，或钻达一定深度，下入表层套管。
表层套管的作用有：①隔离上部含水层，不使地面水和表层地下水渗入井筒；②保护井口，加固表土层井段的井壁；③对于继续钻下去会遇到高压油气层的，在表层套管上安装防喷器预防井喷。
表层套管与井壁之间的间隙全部要用水泥封堵，即固井注水泥时，水泥浆需返出井口，才能起到隔离地层和保护井壁的作用。
表层套管的深度，最少100米。
技术套管
又称中间套管。
是套管程序罩中间一层或两层的套管。
在井深较大，对井眼中间井段的易塌、易漏、高压、含盐等地层，起到隔离地层和保护井身的作用。
下入了技术套管可以保证对下部井眼顺利地钻进；也能保证钻进油气层的安全；技术套管通过套管悬挂器悬挂在套管头上，套管头上部可连接四通防喷器，可以预防井喷。
中间套管是因为钻井的技术需要而下入，所以也称技术套管。
技术套管与井壁间隙水泥封堵的高度，在被隔离的地层以上至少200米。
油层套管
又称生产套管。
是油气井套管程序里的最后一层套管，从井口一直下到穿过的油气层以下。
油层套管下入的深度，基本就是钻井的深度。
油层套管的作用是油气到地面的通道，把油气与全部地层隔绝，保证油气压力不泄漏。
油层套管在油气井转入生产之后，其质量要保证能够维持一定的开采年限。
油层套管的固井质量，一方面关系到作为探井，是油气测试的关键；另一方面关系到作为生产井，直接影响井的寿命。
油层套管与井壁之间间隙的水泥封堵高度，在油气层以上至少500米，或直至上一层套管内200米。
套管尺寸表——精选推荐
API套管尺寸规范通径规尺寸（SY/T5396—2000）钻井套管尺寸与钻头尺寸的选择目前我国使用最多或者说是唯一的套管钻头系列是：（26"）20" —（17 1/2"）13 3/8"—（12 1/4"）9 5/8"—（8 1/2"）7"—（5 7/8"）4 1/2"套管和井眼尺寸的确定一般是由内到外进行，首先根据采油工程等方面的要求确定油层套管的尺寸，然后确定与油层套管相匹配的钻头。
套管与井眼之间的间隙与井身质量、固井水泥环强度要求、下套管时的井内波动压力、套管尺寸等因素有关。
最小间隙为9.5mm，最大间隙达76mm。
目前，根据套管层次不同，已基本形成了较稳定的系列•套管：优质无缝钢管。
一端为公扣，直接车在管体上；一端为带母扣的套管接箍。
•套管的尺寸系列：– API标准套管：4 1/2“，5”，5 1/2“，6 5/8”，7“， 7 5/8”， 8 5/8“，9 5/8"，10 3/4"，11 3/4"，13 3/8"，16"，18 5/8"，20"；共14种。
–壁厚：5.21～16.13 mm。
•套管的钢级– API标准：H-40，J-55，K-55，C-75，L-80，N-80，C-90，C-95，P-110，Q-125。
（数字×1000为套管的最小屈服强度 kpsi）。
•连接螺纹的类型– API标准：短圆（STC）、长圆（LTC）、梯形（BTC）、直连型（XL）•套管柱：由同一外径、不同钢级、不同壁厚的套管用接箍连接组成的管柱。
特殊情况下也使用无接箍套管柱钻杆尺寸：规格外径Size 名义重量NominalmassLb/ft计算重量Calculatedweight Wpe钢级Grade壁厚Wall thickness加厚形式( 见注 )Upset ends (Seenote) for weld-ontool jointin. mm lb/ft kg/m in. mm2 3/8 60.3 6.65 6.26 9.32 E,X,G,S 0.280 7.11 EU2 7/8 73.0 10.4 9.72 14.48 E,X,G,S 0.362 9.19 EU 、 IU3 1/2 88.9 9.50 8.81 13.12 E 0.254 6.45 EU 、 IU 3 1/2 88.9 13.30 12.31 18.34 E,X,G,S 0.368 9.35 EU 、 IU 3 1/2 88.9 15.50 14.63 21.79 E 0.449 11.40 EU 、 IU 3 1/2 88.9 15.50 14.63 21.79 X,G,S 0.449 11.40 EU 、 IEU4 101.614.00 12.93 19.26 E,X,G,S 0.330 8.38 EU 、 IU4 1/2 114.313.75 12.24 18.23 E 0.271 6.88 EU 、 IU4 1/2 114.316.60 14.98 22.31 E,X,G,S 0.337 8.56 EU 、 IEU4 1/2 114.320.00 18.69 27.84 E,X,G,S 0.430 10.92 EU 、 IEU5 127.16.25 14.87 22.15 X,G,S 0.296 7.52 IU5 127.19.50 17.93 26.71 E 0.362 9.19 IEU5 127.19.50 17.93 26.71 X,G,S 0.362 9.19 EU 、 IEU5 127.25.60 24.03 35.79 E 0.500 12.70 IEU5 127.25.60 24.03 35.79 X,G,S 0.500 12.70 EU 、 IEU5 1/2 139.721.90 19.81 29.51 E,X,G,S 0.361 9.17 IEU5 1/2 139.724.70 22.54 33.57 E,X,G,S 0.415 10.54 IEU1、钻杆公称尺寸外径D mm 壁厚tmm管体长度L1m钻杆长度Lm钢极管端加厚型式1级长度2级长度3级长度60.3 7.116.1~6.7 8.2~9.111.6~13.7L1+0.521 E,X,G,S E•U73.0 9.196.1~6.7 8.2~9.111.6~13.7L1+0.557 E,X,G,S I•U或E•U88.9 6.456.1~6.7 8.2~9.111.6~13.7L1+0.595 E I•U或E•U88.9 9.356.1~6.7 8.2~9.111.6~13.7L1+0.620 E,X,G,S I•U或E•U88.9 11.406.1~6.7 8.2~9.111.6~13.7L1+0.620 E,X,G,S I•U•E•U或I•E•U101.6 8.386.1~6.7 8.2~9.111.6~13.7L1+0.582 E,X,G,S I•U或E•U114.3 6.886.1~6.7 8.2~9.111.6~13.7L1+0.582 E I•U或E•U114.3 8.566.1~6.7 8.2~9.111.6~13.7L1+0.582 E,X,G,S E•U或I•E•U114.3 10.926.1~6.7 8.2~9.111.6~13.7L1+0.582 X,G,S E•U或I•E•U127.0 7.526.1~6.7 8.2~9.111.6~13.7L1+0.582 E,X,G,S I•U127.0 9.19 6.1~6. 8.2~9.1 11.6~13L1+0.582 E,X,G,S I•E•U或E•U7 .7 或L1+0.607 E•U或I•E•U127.0 12.706.1~6.7 8.2~9.111.6~13.7L1+0.582或L1+0.607E,X,G,SE•U或I•E•UE•U或I•E•U139.7 9.176.1~6.7 8.2~9.111.6~13.7L1+0.607 E,X,G,S I•E•U139.7 10.546.1~6.7 8.2~9.111.6~13.7L1+0.607 E,X,G,S I•E•U168.3 8.386.1~6.7 8.2~9.111.6~13.7L1+0.607 E,X,G,S I•E•U168.3 9.196.1~6.7 8.2~9.111.6~13.7L1+0.607 E,X,G,S I•E•U注：I•U为内加厚，E•U为外加厚，I•E•U为内外加厚。
国内外油层套管柱计算方法及设计对比
收 稿 日 期 :2020-09-15 作者简介:何可(1982- ),重庆璧山人,2012年毕业于西南石油大学石油工程专业,获硕士学位,现从事钻井技术工作。
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内蒙古石油化工
2020 年 第 12 期
油 层 套 管 的 设 计 结 果 见 表 3。 其 中 chevron、
SLB 方法 的 设 计 结 果 相 同,其 余 方 法 设 计 结 果 不 同。SY 方法设 计 的 套 管 强 度 较 低,shell方 法 设 计 的套管强度较高。
因此,根据不同 方 法 设 计 出 的 套 管 结 果 有 几 种 情况,见 表 3。SLB、shell 方 法 在 《SY/T 64172009套管、油 管 和 钻 杆 使 用 性 能》中 无 满 足 要 求 套 管,SY 方 法 套 管 强 度 较 低。 这 是 由 于 蠕 变 地 层 挤 压载荷、气 侵、漏 失 液 面 位 置 或 者 掏 空 的 计 算 方 法 不同引起的。
掏空系数 抗挤安全系数 抗内压安全系数 抗拉安全系数 是否蠕变地层 是否泊松系数 封 隔 液 密 度 ,g/cm3
1 1.0 1.1 1.65
是 0.35 1.15
图1 油层套管有效外挤载荷
图2 油层套管有效内压载荷
2020 年 第 12 期
何 可 国内外油层套管柱计算方法及设计对比
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图3 油层套管拉伸载荷
2.1 油层套管设计 油层套管载荷计算方法 见 表 1。表 1 中 给 出 了
不同加载情况下套管内载荷和外载荷的计算方法。 根据表1中油 层 套 管 载 荷 计 算 方 法,结 合 设 计
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油层套管数据
1、井史（井况）
⑴1994.6.29注灰堵水：下丢手打手打捞失败，下Φ110mm铅模打印至2680.1m，印痕显示为内径95mm，外径105mm 丢手接头且边缘腐蚀严重，填砂至2670.34m后注灰，硬探灰面2663m。
⑵1997.7.27找漏：封隔器多次找漏结果显示1800-2100m井段轻微漏失。
⑶2006.4.28打塞卡封转注：注灰硬探灰面2602.36m，下Φ114mm×2m通井规通井至2602.5m，起出检查通井规轻微弯曲，本体有多处划伤，下Φ116mm长面铣锥修套2393.3-2600.78m，起出检查长面铣锥有磨痕。
⑷2007.1.22换封找漏：下Φ116mm长面铣锥修套1749.86-2582.41m，下Φ114mm×2m通井规通井至2601.89m，通井规外壁多处划痕。
⑸2011.4.11换封：下Φ114mm套管处理器至2547.53m遇阻，反冲洗2576.07-2580.17m无进尺，酸浸。
2011.7.6调驱：卡封管柱失效。
⑹2011.7.18换封：下Φ115mm×2m通井规通井至1867.35m遇阻，下Φ114mm×1.5m通井规通井冲砂2550.55-2562.6m，返出物岩屑，上提有卡钻现象；
下Φ114mm磨鞋+光管，钻铣自2553.56-2602m到位，关井沉砂12小时，硬探砂面2602m砂面无变化；
下Y221-114封隔器至1837.638m，喇叭口深度1867.08m遇阻，起出检查封隔器完好，喇叭口有豁口；
下Φ114mm铅模用钢丝绳打印在1867.08m有遇阻显示，下至2579.06m处遇阻，起出检查Φ114mm铅模侧面削掉两块，缩径至Φ105mm。
⑺2011.8.8井下摄像仪器下放至800m，下放缓慢起出，重新下入至1126m，仪器断电，空井筒中途完井。
其余井史详见文95-15井换封工程设计——六、历次措施作业简况及井下技术状况。