井身结构设计

摘要：井深结构设计是钻井工程的基础设计。它的主要任务是确定导管的下入层次，下入深度，水泥浆返深，水泥环厚度及钻头尺寸。基础设计的质量是关系到油气井能否安全、优质、高速和经济钻达目的层及保护储层防止损害的重要措施。由于地区及钻井目的层的不同，钻井工艺技术水平的高低，不同地区井身结构设计变化较大。选择井身结构的客观依据是底层岩性特征、底层压力、地层破裂压力。正确的井身结构设计决定整个油田的开采。本文基于课本所学的基本内容，对井身结构做一个大致的程序设计。
井身结构设计的内容：
1、确定套管的下入层次
2、下入深度
3、水泥浆返深
4、水泥环厚度
5、钻头尺寸
井身结构设计的基础参数包括地质方面的数据和工程等数据
1．地质方面数据
（1）岩性剖面及故障提示；
（2）地层压力梯度剖面；
（3）地层破裂压力梯度剖面。
2．工程数据
（1）抽汲压力系数 w，以当量钻井液密度表示；单位g/cm3：如美国墨西湾地区采用Sw=0.06。我国中原油田Sw=0.015~0.049。
（1）根据区域地质情况，确定按正常作业工况或溢流工况选择
（2）利用压力剖面图中最大地层压力梯度求中间套管下入深度假定点。
自横坐标上找到设计的地层破裂压力梯度fD，向下引垂直线与地层破裂压力梯度线相交，交点即为中间套管下入深度假定点，记点H3。
（3）验证中间套管下入深度H3是否有卡套管危险。采用 Pm-PPminPN
a.应用以下公式重新计算中间套管下入深度
（或Pa）
m是在深度HN，允许压差值PN（或Pa）时采用的钻井液密度。（m-Sw）=最大允许地层压力。在压力剖面图上找到（m-Sw）值，引垂线与地层压力梯度线相交，交点即为新计算的中间套管下入深度，记为H2。
b.应用方法a，往往需多下一层套管或尾管，为了避免这种情况，钻井工程师可根据所在区域钻井工艺技术水平，钻井液体系和性能，从工艺、防卡液上解决中间套管下入到H3的卡钻危险。
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，然后确定中间套管尺寸等，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(3/8~1/2in)范围，最好为19mm（3/4in）。
试算中，当fH1-fD(0~0.024)，即符合设计要求。
（6）进一步校核中间尾管
a.校核中间尾管下入最大深度时，是否有卡套管危险。校核方法与步骤3相同。
b.校核在给定Sk溢流条件下压井时，中间套管鞋处是否有被压裂的危险。校核方法同步骤5。
（7）油层套管下入目的层中，应进行压差卡钻和溢流条件校核。
套管尺寸与井眼尺寸选择及配合
（2）激动压力系数Sg，以当量钻井液密度表示，单位g/cm3。
Sg由计算的激动压力用（2-58）进行计算，美国墨西湾地区取Sg=0.06，我国中原油田Sg=0.015~0.049。
（3）地层压裂安全增值Sf，以当量钻井液密度表示，单位g/cm3。
Sf是考虑地层破裂压力检测误差而附加的，此值与地层破裂压力检测精度有关，可由地区统计资料确定。美国油田Sf取值0.024，我国中原油田取值为0.02~0.03。
P—中间尾管最大可下深度处地层压力梯,g/cm3。
在压力梯度剖面图横坐标上找到P，从P引垂线与地层压力梯度线相交，交点即为中间尾管的最大下入深度H3。
（5）计算表层套管下入深度H1
根据中间套管鞋处地层压力梯度PH2，在给事实上Sk的溢流条件，用试算法计算表层套管的下入深度。即
式中fD——设计地层破裂压力梯度，其工程意义为溢流压井时，表层套管鞋处承受的有效液柱压力梯度的当量密度。
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及尺寸已标准系列化。套管与其相应井眼的尺寸配合基本确定或在较小范围内变化。
压差允值和工艺技术有很大关系。压差允值的确定，各油田可以从卡钻资料中（卡点深度，当时钻井液密度、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。
井身结构设计的方法及步骤
1．套管层次和套管柱类型
国内油田套管下入层次为：导管，表层套管，中间套管（或技术套管），油层套管。表层套管，中间套管，油层套管，一般按（339.7244.5177.8139.7mm(13 3/89 5/875½in)系列进行设计。
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的预告难于准确，是否要求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ห้องสมุดไป่ตู้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。
（4）计算钻井（或中间）尾管的最大下入深度
在上步中，若按方法a解决压差卡钻危险，则还需下一段中间尾管以满足采用（Pmax+Sw）钻井液密度钻井时，H3与H2的安全钻井问题。一般情况下，中间尾管下至H3即可。当然也可根据中间套管鞋处（H2）的地层破裂压力梯度，下推尾管的最大可下深度 ：
fH2—中间套管鞋处的地层破裂压力梯度，g/cm3；
4）溢流条件Sk以当量钻井液密度表示，单位g/cm3。
由于地层压力检测误差，溢流压井时，限定地层压力增加值Sk。此值由地区压力检测精度和统计数据确定。美国油田一般取Sk=0.06。我国中原油田取值为0.05~0.10。
（5）压差允值PN（Pa）
裸眼中，钻井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，而且也是造成压差卡钻的直接原因，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固井和完井工作。
式中m——钻井深度H3时采用的钻井液密度，g/cm3；
P——H3以下裸眼井段最小或正常地层压力梯度当量密度，g/cm3；
HN——最深正常地层压力或最小地层压力深度，m。
若PPN（或Pa），则假定深度H3为中间套管下入深度。
若P>PN（或Pa），则中间套管下至H3过程中有被卡危险。在这种情况下可采取以下方法解决：