海洋钻井手册--井身结构与套管设计
合集下载
QHS 海上钻井作业井控规范
项目序号检查内容各种演习存在的问题得到纠正人员素质所有报警装置处于良好状态并设置了报警值包括钻井液增减量返回流量硫化氢等旋转系统扭矩表转数表准确灵敏钻井仪器仪表综合录井进行了注气试验能够测准气全量及各组分泥浆对各种关键参数设定报警值包括钻时钻井液增减量返回流量气全量硫化氢等qhs20282010项目序号检查内容平台备有手动液动节流阀配件各一套井口工具及其配件准备对立管管汇压井阻流管汇压井管汇液动节流阀手动节流阀放喷液动阀放喷手动阀压井液动阀压井手动阀等所有闸门按钻井设计进行严储能器的储液量符合标准10储能器及管线内的液压油满足冬季作业要求11储能器的电泵和气泵能够在规定压力下工作和关闭12储能器上各防喷器操作手柄灵活好用13储能器各仪表齐全灵敏可靠14压缩空气压力正常15各防喷器的关闭和开启时间与操作手册一致16关闭和打开全部控制对象的时间满足要求设备17液气分离器能够正常工作平台备有足够的常规堵漏钻井液材料qhs20282010项目序号检查内容现场守护船有消防能力防爆消防平台动火按动火规定进行司钻签字或相关承包商
2.3 油水井的井控系统额定工作压力不应低于最大地层孔隙压力，气井井控系统的额定工作压力不应低 于最大地层孔隙压力的 1.2 倍，用于探井的井控系统额定工作压力不应低于 70 MPa。 2.4 探井的表层和技术套管固井后，钻入新地层应进行地层漏失压力试验或地层完整性压力试验。 2.5 深井、高温高压井、气井和大位移井的尾管悬挂器结构应具有可回接套管的功能，尾管悬挂器结构 宜带有封隔器。 2.6 封固气层井段的水泥浆应具有防气窜功能。 2.7 在钻柱下端接近钻头位置安装钻具止回阀，高压井还应安装一个投入式止回阀接头。 2.8 应在钻台备有钻杆内防喷器、应急下钻的变扣接头、下油气层套管作业时的循环接头。 2.9 顶驱中心管或方钻杆下方应安装旋塞阀。 2.10 钻具内防喷工具、溢流监测仪器仪表、气体监测仪、钻井液处理及灌注装置、防毒呼吸器的配备 应满足井控要求。 2.11 打开储层前，钻井平台上加重材料的储备量应满足该井段 1.5 倍井筒容积钻井液密度提高至少 0.20 g/cm3 的需要；常压井加重材料储备量不少于 80 t，高压气井加重材料储备量不少于 150 t。 2.12 应评估油气层压力和可能存在的漏喷情况，应在平台储存堵漏材料。 2.13 含有硫化氢的气井，应储备和使用除硫剂以及提高 PH 值的碱性材料。 2.14 在已生产油气田钻井，应了解油气田注水、注气（汽）井分布及注水、注气（汽）情况，分层动 态压力数据。钻开油气层之前，同层生产井应提前 15 日停注、泄压和停产，直到相应层位套管固井候凝 完为止。 2.15 高温高压井现场应配置高温高压钻井液实验仪器。 2.16 深水钻井应进行溢流允许量计算，以 0.12 g/cm3 井涌强度为基础的溢流允许量宜大于 4 m3，否则 应调整井身结构。
2.3 油水井的井控系统额定工作压力不应低于最大地层孔隙压力，气井井控系统的额定工作压力不应低 于最大地层孔隙压力的 1.2 倍，用于探井的井控系统额定工作压力不应低于 70 MPa。 2.4 探井的表层和技术套管固井后，钻入新地层应进行地层漏失压力试验或地层完整性压力试验。 2.5 深井、高温高压井、气井和大位移井的尾管悬挂器结构应具有可回接套管的功能，尾管悬挂器结构 宜带有封隔器。 2.6 封固气层井段的水泥浆应具有防气窜功能。 2.7 在钻柱下端接近钻头位置安装钻具止回阀，高压井还应安装一个投入式止回阀接头。 2.8 应在钻台备有钻杆内防喷器、应急下钻的变扣接头、下油气层套管作业时的循环接头。 2.9 顶驱中心管或方钻杆下方应安装旋塞阀。 2.10 钻具内防喷工具、溢流监测仪器仪表、气体监测仪、钻井液处理及灌注装置、防毒呼吸器的配备 应满足井控要求。 2.11 打开储层前，钻井平台上加重材料的储备量应满足该井段 1.5 倍井筒容积钻井液密度提高至少 0.20 g/cm3 的需要；常压井加重材料储备量不少于 80 t，高压气井加重材料储备量不少于 150 t。 2.12 应评估油气层压力和可能存在的漏喷情况，应在平台储存堵漏材料。 2.13 含有硫化氢的气井，应储备和使用除硫剂以及提高 PH 值的碱性材料。 2.14 在已生产油气田钻井，应了解油气田注水、注气（汽）井分布及注水、注气（汽）情况，分层动 态压力数据。钻开油气层之前，同层生产井应提前 15 日停注、泄压和停产，直到相应层位套管固井候凝 完为止。 2.15 高温高压井现场应配置高温高压钻井液实验仪器。 2.16 深水钻井应进行溢流允许量计算，以 0.12 g/cm3 井涌强度为基础的溢流允许量宜大于 4 m3，否则 应调整井身结构。
钻柱和井身结构的设计及应用
钻柱和井身结构的 设计及应用
徐荣强
中海石油基地集团监督监理技术公司
2006年12月5日
主要内容 钻柱设计及强度校核 海洋常用钻具组合 井身结构设计及强度校核 海洋常用井身结构
2
2
钻柱组成
钻杆：普通钻杆和加 重钻杆； 钻铤、稳定器、随钻 震击器、减震器、扩 眼器等； 马达、 MWD、LWD 等。
3
12
12
打捞技术的操作极限与计算
震击 求被卡钻杆柱的扭转和拉伸组合下的最大扭矩：
13
13
钻杆的双轴载荷
在深井、超深井应考虑钻杆要承受双轴载荷一一拉伸载荷和挤压 力的作用。 钻杆的抗挤强度与套管一样应进行修正，利用双轴应力椭圆圈可 求出在拉伸载荷作用下钻杆的抗挤强度与无拉伸载荷时抗挤强度 （名义抗挤强度）的比值。
超拉余量法 安全系数法
考虑卡瓦挤毁钻杆的设计系数法
7
7
钻杆柱的设计与计算
抗挤强度：钻杆测试或被迫用钻杆完井，当钻杆内被掏空，而管外 是钻井液柱，或钻杆内有密度较低的地层流体，管内外的压差必然 对钻杆造成一个外挤力。为防止钻杆管体被挤扁，钻杆柱受最大挤 压力处的挤压力应小于该处钻杆的最小抗挤压力，确定允许外挤压 力应除以适当的安全系数：
22
22
井身结构设计的主要原则
能有效的保护油气层，使不同压力梯 度的油气层不受钻井液损害。 能避免漏、喷、卡等复杂情况发生， 为全井顺利钻进创造条件，缩短钻井 周期。 钻下部高压地层时所用的较高密度钻 井液产生的液柱压力，不致压漏上一 层套管鞋处薄弱的裸漏地层。 下套管过程中，井内钻井液液柱压力 与地层压力之差，不致产生卡套管事 故。 满足采油气工艺和增产措施的要求。
14
14
井斜的限制
徐荣强
中海石油基地集团监督监理技术公司
2006年12月5日
主要内容 钻柱设计及强度校核 海洋常用钻具组合 井身结构设计及强度校核 海洋常用井身结构
2
2
钻柱组成
钻杆：普通钻杆和加 重钻杆； 钻铤、稳定器、随钻 震击器、减震器、扩 眼器等； 马达、 MWD、LWD 等。
3
12
12
打捞技术的操作极限与计算
震击 求被卡钻杆柱的扭转和拉伸组合下的最大扭矩：
13
13
钻杆的双轴载荷
在深井、超深井应考虑钻杆要承受双轴载荷一一拉伸载荷和挤压 力的作用。 钻杆的抗挤强度与套管一样应进行修正，利用双轴应力椭圆圈可 求出在拉伸载荷作用下钻杆的抗挤强度与无拉伸载荷时抗挤强度 （名义抗挤强度）的比值。
超拉余量法 安全系数法
考虑卡瓦挤毁钻杆的设计系数法
7
7
钻杆柱的设计与计算
抗挤强度：钻杆测试或被迫用钻杆完井，当钻杆内被掏空，而管外 是钻井液柱，或钻杆内有密度较低的地层流体，管内外的压差必然 对钻杆造成一个外挤力。为防止钻杆管体被挤扁，钻杆柱受最大挤 压力处的挤压力应小于该处钻杆的最小抗挤压力，确定允许外挤压 力应除以适当的安全系数：
22
22
井身结构设计的主要原则
能有效的保护油气层，使不同压力梯 度的油气层不受钻井液损害。 能避免漏、喷、卡等复杂情况发生， 为全井顺利钻进创造条件，缩短钻井 周期。 钻下部高压地层时所用的较高密度钻 井液产生的液柱压力，不致压漏上一 层套管鞋处薄弱的裸漏地层。 下套管过程中，井内钻井液液柱压力 与地层压力之差，不致产生卡套管事 故。 满足采油气工艺和增产措施的要求。
14
14
井斜的限制
021第二章第一节 海上钻井装置-海洋钻井概述-海洋石油工程(课件)-中国石油大学(北京)-檀朝东
固定式钻井平台的主要类型
Ø Ø
按导管架结构分：直桩式、直桩-斜桩式、联结式。 按桩柱结构分：木桩、钢桩、混凝土。混凝土桩要先 预制好，再在海上打桩。现在的钢管桩都要在管中加 注混凝土。
Ø Ø Ø
按打桩的设施分：带桩架、不带桩架。 按设备布置分：带浮船、不带浮船。 按照结构特点分：导管架式钻井平台、重力式钻井平 台、张力式钻井平台、绷绳塔式钻井平台。 下面主要介绍一下最后一种分类方法。
固定式钻井平台的优缺点
固定 式 钻井 平台 的 优 点 是 稳 定 ，海 面 气 象 条件 对 它 的影响较小，而且完 井后 可作 为 采油 平台， 使用时 间 大 大增加。但是，它 的 灵活 性差 ， 不能及时运 移 ，而 且 造 价高，不能在较深的水域工作。 固定 式 钻井 平台 的 面 积 和 平台 上的 设备 都 要 合 理， 而且结构强度要满足要求。
固定式钻井平台——张力腿式
张力腿式钻井平 台（TLP）是利用绷紧 状态下的锚索产生的 拉力与平台的剩余浮 力相平衡的钻井平台 或生产平台。
固定式钻井平台——导管架式
导管架型平台在软土地基上 应用较多的一种桩基平台。
固定式钻井平台——重力式
稳 坐 在 海 底 坚 实 土 层 之 上 。 重 力 式 平 台 是 靠 平 台 自 身 重 量
海洋环境条件对钻井装备的特殊要求
Ø
柴油机电驱动方式 海上钻井 平台 离 按 较远 ， 无 工业 电 网 供 电 ， 平台用
电靠自配电站供电 。海上钻井 平台采用多台 大 功率柴 油 发 电 机 组 发 电 ， 供各 电 动机 分 别 驱 动 钻井 绞车 、泥 浆 泵、转盘、顶部驱动装置等钻井工作主机。
海洋钻井发展回顾
80 年代，全世界从 事 海上石油勘探开发的国家 或地区超过100个。 目 前， 世界各 国在海上 寻找 石油、 天然 气的 活 动正 在向深水、 超 深水发展。海底油气 资源 的勘 探、开发，已成为沿海国家重要的经济活动内容。
海洋环境与钻采工程第八章海上钻井装置
海洋环境与钻采工程第八章海上钻井装置1.海上钻井平台应满足下面三个条件适应海洋钻井区域环境且安全成本较低满足钻井、采油、测试等各项作业的要求2.海上钻井平台的分类固定式与移动式平台比较情况优点：稳定性好海面气象条件对钻井工作影响小如有工业性油气，可很快转换成采油平台缺点：不能够移动和重复使用造价较高，其成本随水深增加而急剧增加第一节导管架桩基平台一.结构组成导管架：导管架的作用支承上部结构作为打桩定位和导向的工具将平台上面的负荷比较均匀地传递到桩上可安装系靠船的设备可作为安装上部结构时的临时工作平台桩：用于承受平台的垂直重量及水平环境推力支承桩磨擦桩上部结构：由承受作业机械（机器）和其它载荷的各类桁架及平台甲板组成。
上层平台：用作安放井架、绞车、钻具堆放场地及宿舍等35下层平台：安放泥浆泵、泥浆池、防喷器、发电房、固井设备、仓库等二.导管架的运送、就位及安装提升法：水深30M以内滑入法+起重机：水深30--70M（如右图）滑入法+控制压载机：水深70--120M浮运法：水深120M以上打桩：少则四根，多则十多根，打入深度少则50M，多则几百米1、铺设平台上部结构整体铺设分块铺设2、井架的移位第二节其它固定式平台重力式平台张力（腿）式平台绷绳塔架式平台1562476238269一、重力式平台七十年代初出现，它完全借助于其本身的重量直接稳定地座在海底分为混凝土重力式平台和钢质重力式平台1、混凝土重力式平台：重力式平台由沉垫、立柱、甲板三部分组成沉垫有多种形式：圆形、六角形、正方形立柱有：三腿、四腿、独腿等几种甲板有钢质和混凝土两种康迪普型平台（1973年出现）塞尔默型平台与导管架平台相比，具有以下优缺点优：不需打桩36具有相当的贮油能力节省钢材，防火、防腐性较好，维修费用低，寿命长缺：对地质条件要求高出现缺陷后修复较困难2、钢质重力式平台1971年意大利首造，水深90米，称洛安高平台整个平台由沉箱、支承框架、甲板三部分组成，沉箱可作贮油罐优：重量比混凝土轻预制过程中对水域要求不高拖船马力小对地基承载力要求不高缺：贮油量小用钢多，易腐蚀世界最大的钢质重力世界最大的钢质重力式平台英国北海莫林（Maureen)油田的一个平台，水深98M，平台结构钢重4万吨，造价3.2亿美元；固体压舱物重5.1万吨，甲板、组块和设备重16200吨，钻井导管重490吨，平台储油能力为65万吨，平台建造时间36个月，于83年夏安装就位3、张力（腿）式平台TLP(TenionLegPlatform)英国北海赫顿（Hutton）油田首次于生产中使用此平台，1983年安装，84年投产张力式平台主要由甲板、立柱（大浮体）、缆索及系缆桩组成，它是今后深水用主要平台优点：受力合理、用钢少、成本低、适用于深水、对海洋环境适应性大4、绷绳塔架式平台研究证明：绷绳塔架式平台最经济的工作水深范围在240~480米之间与钢质桩基相比，优点如下节省钢材（成本低）井口装置可设置于水面上第三节移动式钻井平台1949年出现第一台移动式钻井装置“环球钻机40”，它是一台座底式钻井平台1953年出现第一台自升式钻井平台1953年出现了浮式钻井船1961年出现了半潜式钻井平台37一、移动式钻井平台分类座底式钻井平台自升式钻井平台半潜式钻井平台浮式钻井平台1、座底式钻井平台结构组成沉垫浮箱工作平台中间支撑优缺点优点：钻井时固定牢靠不受海洋环境的影响完井后移动灵活缺点：工作高度恒定，不能调节对海底地基要求高工作水深较浅“胜利2号”座底式钻井平台简介它由上海交通大学和胜利油田钻采设计研究院联合设计的世界上第一座极浅海步行式石油钻井平台，于88年9月19日在青岛北海船厂下水。
海洋钻井隔水导管施工课件
×5根+631/410+127.00 mm加重钻杆技术及质量保证措 施：开钻前对高压管线进行流动试压。
初次下钻遇阻或不超过0.5吨多次探底，确定泥面深度。 开钻要选择在平潮（平流）时进行。
6
海洋钻井隔水导管施工
扩眼器
7
海洋钻井隔水导管施工
钻头
（2）钻进
钻第一立柱用单泵，排量25～30升/秒、转速30~50转 /分,钻完第一个立柱后,加大排量到设计要求,为70升/秒， 转速为80-120转/分。每钻完一柱立柱划眼一次，接立柱前 必须将井底冲洗干净。钻进到中途，泵入10方高粘（100s 以上）钻井液，循环携砂充分清洗井眼。钻到设计深度后， 用海水循环一周，泵入10方高粘（100s以上）钻井液，循 环携砂充分清洗井眼。短起下到井口后，静候30分钟，下 钻探沉砂。若沉砂较多，则注入10方高粘（100s以上）钻 井液循环携砂，再注入60方高粘（100s以上）钻井液，起 钻。若沉砂很少，起钻。
1
海洋钻井隔水导管施工
二、隔水导管施工工具准备
26 〞(660.4mm）钻头+36 〞扩眼器1个、26〞钻 头盒子1个、8〞钻铤5根、6-1/2“钻铤12根、5〞加重 钻杆18根、850mm导管吊卡绳套2根、33-1/2〞导管吊 卡2个、30〞导管吊卡2个、50T以上卡环4个，33-1/2 〞×5〞内管扶正器3个、30 〞×5 〞导管垫铁1个、 30 〞×5 〞内管卡盘1个、30 〞×5 〞内管卡瓦1个、 30 〞×5 〞内管环形铁板1个、（33-1/2 〞浮鞋插入 头密封垫4个、33-1/2 〞导管密封圈、卡簧各6个、30 〞导管密封圈、卡簧各2个）以上最好留有备用
标注，如果公扣和母扣位置偏差比较大时，缓慢转动转盘，
位置对正后下放游车。当听到卡簧弹起的声音，慢慢试提 起套管，提起10cm左右时下放。连接好后上提套管。拔出 转盘上吊卡销子，用气绞车，把吊卡送到坡道前，准备下 下一根套管，连接方法同上，注意：第6根下完时850mm 的吊卡吊走，把762mm的吊卡送到钻台，当提起吊卡时， 850mm的吊走762mm的另一个吊卡上钻台，套管的连接方 法同上。
初次下钻遇阻或不超过0.5吨多次探底，确定泥面深度。 开钻要选择在平潮（平流）时进行。
6
海洋钻井隔水导管施工
扩眼器
7
海洋钻井隔水导管施工
钻头
（2）钻进
钻第一立柱用单泵，排量25～30升/秒、转速30~50转 /分,钻完第一个立柱后,加大排量到设计要求,为70升/秒， 转速为80-120转/分。每钻完一柱立柱划眼一次，接立柱前 必须将井底冲洗干净。钻进到中途，泵入10方高粘（100s 以上）钻井液，循环携砂充分清洗井眼。钻到设计深度后， 用海水循环一周，泵入10方高粘（100s以上）钻井液，循 环携砂充分清洗井眼。短起下到井口后，静候30分钟，下 钻探沉砂。若沉砂较多，则注入10方高粘（100s以上）钻 井液循环携砂，再注入60方高粘（100s以上）钻井液，起 钻。若沉砂很少，起钻。
1
海洋钻井隔水导管施工
二、隔水导管施工工具准备
26 〞(660.4mm）钻头+36 〞扩眼器1个、26〞钻 头盒子1个、8〞钻铤5根、6-1/2“钻铤12根、5〞加重 钻杆18根、850mm导管吊卡绳套2根、33-1/2〞导管吊 卡2个、30〞导管吊卡2个、50T以上卡环4个，33-1/2 〞×5〞内管扶正器3个、30 〞×5 〞导管垫铁1个、 30 〞×5 〞内管卡盘1个、30 〞×5 〞内管卡瓦1个、 30 〞×5 〞内管环形铁板1个、（33-1/2 〞浮鞋插入 头密封垫4个、33-1/2 〞导管密封圈、卡簧各6个、30 〞导管密封圈、卡簧各2个）以上最好留有备用
标注，如果公扣和母扣位置偏差比较大时，缓慢转动转盘，
位置对正后下放游车。当听到卡簧弹起的声音，慢慢试提 起套管，提起10cm左右时下放。连接好后上提套管。拔出 转盘上吊卡销子，用气绞车，把吊卡送到坡道前，准备下 下一根套管，连接方法同上，注意：第6根下完时850mm 的吊卡吊走，把762mm的吊卡送到钻台，当提起吊卡时， 850mm的吊走762mm的另一个吊卡上钻台，套管的连接方 法同上。
海洋钻井海上钻井工艺技术
海洋钻井工程
第二节 海洋钻井过程升沉补偿装置
一、钻柱升沉运动的补偿措施
1、增加伸缩钻杆 这种办法是在钻柱的钻铤上方加一根可伸缩的钻杆。
伸缩钻杆由内、外管组成，沿轴向可作相对运动，行程一 般为 2m 。当平台上下升沉运动时，伸缩钻杆的内管随伸 缩钻杆以上的钻柱作轴向运动，而与伸缩钻杆外管相连的 钻艇则基本不作升沉运动．因而可保持钻压恒定，同时还 可避免平台上升时提起钻艇，平台下沉时压弯钻柱。
31
海洋钻井工程 一般当工作水深超过 3l m 时，应有张紧器使其承受
拉力，还可以在管外加浮室以增加浮力。对于工作水深超 过 250m 的隔水管柱必须另外进行设计。一般隔水管的临 界压弯长度可按下式计算：
32
海洋钻井工程
海水越深，隔水管越重，则需要的张紧力越 大。此张紧力最终要施加到浮动钻井平台上，增 大平台的吃水量。为了减小张紧力，可在隔水管 管外面贴上一层厚厚的泡沫塑料，或隔水管外系 以铝制浮筒（筒内充以高压气体），以便增大在 海水中的浮力，减轻隔水管系统的重量。
6
海洋钻井工程
第二章 海上钻井工艺技术
泥线支撑器与泥线悬挂器区别 1.泥线支撑器用于固定式钻井平台，泥线悬挂 器用于移动式钻井平台； 2.泥线支撑器的内层套管悬挂于外层套管的座 环上。两层套管之间的密封在平台上套管头处。而 泥线悬挂器的套管挂之间不仅存在悬挂关系，而且 两层套管之间的密封在悬挂器处。
7
海洋钻井工程
第二章 海上钻井工艺技术 二、水下井口装置
1、水下井口装置的使用背景及特点 2、水下井口装置的系统组成 3、本节重点
8
海洋钻井工程
第二章 海上钻井工艺技术
1、水下井口装置的使用背景及特点
井口装置具有补偿浮动钻井平台随海水运动产生的6 个自由度的运动。补偿升沉运动的伸缩部件，补偿平移和 摇摆运动的弯曲部件（挠性接头或球接头）。
海洋钻井装置与工艺(3海洋钻井工艺)
• 在水泥凝固后，再次开钻 前，先用专用下入工具下 入抗磨补心。抗磨补心是 用来保护套管头内部锥面 免受钻进时钻头、钻柱的 碰撞而造成损坏。
抗磨补心
第四步，钻下一层技术套管井眼
• 技术套管的层数也是根据地层压力和地层破裂压力 梯度来决定，只是在各层套管结构和尺寸上，要精 心设计。
• 因为井身结构一旦选定，各层套管的附属设备（如 套管头、抗磨补心、密封总成等）和下入工具都是 配套使用，各尺寸间不能减少和超越。
• 永久导向架上的导引绳一端固定于导向架 上，另一端将在平台上被恒张力的导引绳 张紧。不论平台如何升沉，导引绳总是处 于张紧状态。
9
第二步是钻26英寸直径井眼
• 第二步是钻26英寸直径井眼，下20英寸直 径套管。这层套管的作用是用来封隔海底 胶结性很差的地层，通常下至泥线以下大 约300米。
• 在钻20英寸直径套管的井眼时，要求使用 隔水管和一套分离器。用钻井液或海水钻 井，但钻井液或海水必须返到平台上，这 样做的目的是防止万一碰到浅气层时，可 以对其实施控制。
10
• 如果表层段有浅气层，则较为复杂。由于此时还 没有表层套管，所以无法安装防喷器系统，钻进 浅气层是在没有防喷器情况下进行，具有一定的 危险性。
• 所以必须要有隔水管系统，能够进行循环，将地 层流体有控制地引导到平台上进行处理。在隔水 管的顶部要安装“旋转防喷器”，实际上是一个 可进行边喷边转的防喷器。
12
• 在等待水泥凝固期间，组装并连 接好水下防喷器组（BOP）和隔 水导管下入并连接到套管头上。
• 下入过程中，切记将连接在隔水 管柱上的防喷器不应该关闭，这 与常规下套管（陆上）时向套管 柱里灌泥浆的原理相似。
海底
第三步，钻l7 1/2英寸直径的井眼
第十一章 海上隔水管
第十一章海上隔水管第一节海上隔水管简介海上隔水管是从海上钻井平台下到海底浅层的套管，是在钻井作业时隔绝海水、循环泥浆的安全通道，上接导流器，下连防喷器，是一组重要的水下钻井装备。
在海上石油的勘探中，钻井隔水管是整个钻井系统中重要而又薄弱的环节，是影响海上钻井安全的重要因素。
因此隔水管的稳定性对于整个石油的勘探、开采起着重要的作用。
（一）海上隔水管系统主要功能如下：a．隔开海水，提供井口与钻井船之间的液体传输的通道：1）正常钻井条件下，在隔水管环空内。
2）当BOP组正用于井控时，通过节流和压井管线。
b．支撑节流、压井及辅助管线；c．把工具导向井内；d．作为BOP组的送入和回收管体。
（二）海上隔水管特点：•工况多变；•操作频繁；•深水对钻井隔水管的作用效率与安全有重要的影响；•其安全性与钻井过程及钻井参数密切相关。
（三）深水隔水管特点：•结构更为复杂；•隔水管设计时所考虑的主要因素不同；•受力状态更加恶劣和复杂，动态响应更为明显，动态分析时与浅水也有很大的不同；•操作时间长，导致非钻井时间变长，容易出现操作不当导致结构损伤（四）海上隔水管的失效形式：1、隔水管灾难性破坏2、隔水管爆裂3、隔水管塌陷（静水压溃）4、涡激振动导致开口破坏5、隔水管最下部接头处（LMRP上部）断裂6、隔水管磨损第二节海上隔水管系统组成及工作原理（一）隔水管系统的组成（二）海上隔水管系统配套设备1、卡盘（液压连接装置）隔水管液压上紧装置放在转盘上，当提起隔水管和连接隔水时，将隔水管柱和BOP组件坐在盘上，卡盘内径和转盘内径相同。
其主要作用在于夹紧水管，便于快速连接和拆卸隔水管接头。
隔水管万向节隔水管万向节放在转盘和卡盘之间，能够支持卡盘、整个隔水管柱和BOP组件的重量，其作用类似于伸缩接头，可以补充由于海流产生的隔水管偏移，便于隔水管连接。
2、分流器(转喷器）当穿过30英寸套管进行井口钻井时，如有必要，可采用隔水管，使用重泥浆，以提供过平衡。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
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
· 95 ·
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
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
· 95 ·
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