传统井身结构设计方法有哪些

㈠ 煤层气钻井技术规范

1.总则

根据钻探目的不同，煤层气井分为探井、开发井两种类型。煤层气探井以发现和获得储量为目的；煤层气开发井以面积降压和煤层气最大产出为目的，保证煤层气田高效开发。

2.煤层气井钻井设计

2.1 煤层气探井钻井设计

2.1.1 煤层气探井钻井工程设计内容应包括：区域地质简介、设计依据及钻探目的、设计地层剖面及预计煤层和特殊层位置、技术指标和质量要求、井下复杂情况提示、地层岩石可钻性分级、地层压力预测、井身结构设计、钻机选型及钻井设备优选、钻具组合设计、钻井液设计、钻头及钻井参数设计、井控设计、取心设计、煤层保护设计、固井设计、新工艺与新技术应用设计、各次开钻施工重点要求、完井设计、健康安全环境管理、完井提交资料、特殊施工作业要求、邻区与邻井资料分析、钻井进度计划以及单井钻井工程投资预算等。

2.1.2 煤层气探井钻井设计应以保证实现钻探目的为前提，充分考虑录井、取心、测井、完井、压裂试气等方面的需要。

2.1.3 煤层气探井钻井工程设计应体现“安全第一”的原则。目的煤层段设计应有利于取资料和保护煤层；非目的层段设计应主要考虑满足钻井工程施工作业、提高钻井速度和降低成本的需要。

2.1.4 煤层气探井钻井工程设计应采用国内成熟适用的先进技术，确保煤层气钻探目的的实现。

2.2 煤层气开发井钻井设计

2.2.1 煤层气开发井钻井工程设计内容应包括：区域地质、交通和气候概况、设计依据、技术指标及质量要求、井下复杂情况提示、地层岩石可钻性分级及地层压力预测、井身结构设计、钻机选型及钻井主要设备优选、钻具组合设计、钻井液设计、钻头及钻井参数设计、欠平衡设计、井控设计、煤层保护设计、固井设计、新工艺与新技术应用设计、各次开钻或分井段施工重点要求、完井设计、健康安全与环境管理、生产信息及完井提交资料、钻井施工设计要求、特殊工艺施工要求、钻井施工进度计划和单井钻井工程投资预算等。

2.2.2 同一区块井身结构相似的一批开发井，在区块钻井设计的前提下，单井钻井设计可以简化。

2.2.3 开发井钻井设计应结合煤层气低产特征，优先考虑水平井、多分支井、空气钻井等钻井方式，保证钻井质量，提高煤层气井产量，满足煤层气高效开发的要求。

3.煤层气井井身结构

按照《SY/T 5431 井身结构设计方法》，井身结构设计应当充分考虑煤层气井地质设计要求、地质目的、地层结构及其特征、地层孔隙压力、地层破裂压力、地层坍塌压力、地层水文条件、完井方式、增产措施、生产抽排方式及生产工具等。

3.1 所设计的井身结构应简单合理，满足钻井完井生产、获取资料、压裂和排采的需要。

3.2 采用钻井工艺技术应有利于保护煤层。

3.3 充分考虑到地层出现漏、涌、塌、卡等复杂情况的处理作业需要，以实现安全、优质、快速钻井。

3.4 生产套管一般应采用钢级为J55 或N80 的φ139.7mm 套管，确因产水量大或地层复杂，可采用更大直径的生产套管，目的煤层以下留60m口袋。

3.5 一般情况下，采用二开井身结构：

表层套管：φ311.1mm钻头×φ244.5mm套管；

生产套管：φ215.9mm钻头×φ139.7mm套管。

3.6 多分支水平井和裸眼洞穴完井，采用三开井身结构：

一开：φ311.1mm钻头×φ244.5mm套管；

二开：φ215.9mm钻头×φ177.8mm套管；

三开：φ152.4mm钻头×裸眼完井。

3.7 地层条件较复杂的探井，可采用三开井身结构：

表层套管：φ444.5mm钻头×φ339.7mm套管；

技术套管：φ311.1mm钻头×φ244.5mm套管；

生产套管：φ215.9mm钻头×φ139.7mm套管。

4.煤层气井钻井技术

4.1 根据设计钻探深度和《SY/T 5375 旋转钻井设备选用方法》的标准，合理选择钻机设备，设计钻机最大负荷不得超过钻机额定负荷能力的80%。

4.2 钻井循环介质选择和煤层保护要求：煤层以上井段应选用防塌性能好、有利于提高机械钻速的钻井液；煤层段推荐使用清水钻井，对异常高压或大段复杂煤层使用无固相钻井液；开发井应尽量采用空气等欠平衡钻井，减少煤储层的伤害。

4.3 参照《SY/T 6426 钻井井控技术规程》制定煤层气井井控技术要求。开发井原则上应安装防喷器。在煤田地质详查区、地质资料证实无常规天然气层，且不含硫化氢等有毒气体的低产煤层气开发井可不安装防喷器，但应有详细的防井涌、井喷技术措施和应急预案，确保一次井控。

5.煤层气井完井技术

5.1 完井方式（包括套管射孔完井、裸眼完井或裸眼洞穴完井）的选择应结合实钻煤层特征和煤岩力学特性，考虑增产方式、气藏工程和排采要求确定。一般情况，完井井口应安装简易套管头。

5.2 固井施工前，钻井监督应要求固井技术服务公司依据钻井设计和实钻地质录井资料，结合钻井施工现场情况编制相应的固井施工设计，并报项目部备案。

5.3 下套管作业前，钻井监督应要求承包商进行套管及附件检查，固井施工前，对水泥浆性能进行检测，水泥浆性能达到设计要求后方能施工，固井作业过程中应加强水泥浆的采集分析，施工参数应达到固井施工设计要求。

5.4 固井施工结束后，根据设计要求，在规定的时间（一般间隔48 小时）内进行固井水泥胶结测井，并按要求进行试压。

6.煤层气井钻井质量

6.1 钻井施工应加强质量管理，井身质量合格率应达到100%，固井质量合格率不低于99%，取心收获率达到设计要求。

6.2 定向井、水平井、多分支水平井等特殊工艺井的井身质量应执行相应的标准，定向井中靶率应达到100%，进入煤层后钻遇率不低于85%。

6.3 煤层气钻井取心采用绳索式取心，井深1000m 以浅的井，岩心出井时间不超过25 分钟，岩心直径应大于φ65mm，取心收获率非煤层段不低于90%；一般煤层不低于80%；粉煤不低于50%。

7.煤层气井井身质量

7.1 钻井深度：钻达设计井深或完钻要求井深，以转盘面至井底，校核钻具实际长度为准的钻井深度。

7.2 井斜角：α_max≤3°（井深≤1000m）；α_max≤4°（井深1000～1500m）。

7.3 最大全角变化率：K_max≤1°/25m（井深≤1000m）；K_max≤1.3°/25m（井深1000～1500m）。

7.4 井底水平位移：s≤20m（井深≤1000m）；s≤30m（井深1000～1500m）。

7.5 平均井径扩大率：非煤层段C_max≤15%；固井完井的煤层段C_max≤25%。

7.6 钻井过程中以单点测斜监测为准，完井以完钻电测连续测斜资料为准，最后一测点距离完钻井底不大于10m。

8.煤层气井固井质量

8.1 套管下深应达到设计要求：表层套管口袋≤1m；技术套管口袋1～1.5m；生产套管口袋1.5～2m，完井人工井底至套管鞋距离≥10m。

8.2 水泥返高要求：表层套管水泥返到地面；技术套管满足工程需要；生产套管水泥返到最上一层煤层顶界200m以上，人工井底至目的煤层底界长度≥40m。

8.3 套管柱试压符合《SY/T 5467 套管柱试压规范》的要求。

8.4 按设计装好井口，并试压达到要求；完井井口装置必须符合设计要求，装好套管头，井口套管接箍顶部应保持水平，生产套管接箍顶部与地面距离小于0.25m；试压完立即用丝堵或盲板法兰将井口封牢，并电焊井号标记。

㈡ 沉井施工工艺流程有哪些

沉井是井筒状的结构物，它是以井内挖土，依靠自身重力克服井壁摩阻力后下沉到设计标高，然后经过混凝土封底并填塞井孔，使其成为桥梁墩台或其它结构物的基础。一般在施工大型桥墩的基坑，污水泵站，大型设备基础，人防掩蔽所，盾构拼装井，地下车道与车站水工基础施工围护装置时使用。现在由东莞市枞树林次建材的告诉大家它的具体施工流程：

（一）施工程序1．制作程序：场地整平→放线→挖土3～4m深→夯实基底，抄平放线验线→铺砂垫层→垫木或挖刃脚上模→安设刃脚铁件、绑钢筋→支刃脚、井身模板→浇筑混凝土→养护、拆模→外围围槽灌砂→抽出垫木或拆砖座。

2．下沉程序：下沉准备工作→设置垂直运输机械、排水泵，挖排水沟、集水井→挖土下沉→观测→纠偏→沉至设计标高、核对标高→降水→设集水井、铺设封底垫层→底板防水→绑底板钢筋、隐检→底板浇筑混凝土→施工内隔墙、梁、板、顶板、上部建筑及辅助设施→回填土。

（二）沉井制作1．在软弱地基上制作沉井，应采用砂、砂砾或碎石垫层，用打夯机夯实使之密实，厚度根据计算确定。

2．当地基土质较好，宜分节一次制作完成，然后下沉；对于较高（≥12m）的沉井应先挖下3～4m土方，在基坑中一次制作下沉，或分节制作，分节下沉，以减少沉井自由高度，增加稳定，防止倾斜。

3．沉井制作宜采取在刃脚下设置木垫架或砖垫座的方法，其大、小和间距应根据荷重计算确定。安设钢刃脚时，要确保外侧与地面垂直，以使其起切土导向作用。

4．沉井刃脚及筒身混凝土的浇筑应分段、对称均匀、连续进行，防止发生倾斜、裂缝。第一节混凝土强度等级达到70％，始可浇筑第二节。

5．浇筑的筒身混凝土应密实，外表面平整、光滑。有防水要求时，支设模板穿墙螺栓应在其中间加焊止水环；筒身在水平施工缝处应设凸缝或设钢板止水带，突出筒壁面部分应在拆模后铲平，以利防水和下沉。

㈢ 管井的结构设计

一个已选定的地下水水源地，能否实现预期的设计出水量，除了与水井的合理布局有关外，还与水井的结构密切相关。

生产用管井的结构与勘探阶段抽水试验钻孔结构相似，井身的基本结构和各部分的功用相同，即都是由井壁管、滤水管（过滤器）和沉淀管三部分构成。但两者主要的差别是，抽水试验孔主要是为了满足取得含水层的某些水文地质计算参数或取得水位降深与钻孔出水量的资料，故其井径无须太大，且试验结束后需起拔井管，而供水管井则主要是为了取得足够的水量，故一般口径较大，同时要求能长期安全运转。这些特点就是供水管井设计时必须考虑的因素。

1.井身的结构

当供水管井的深度不大时，为了使整个井身保持较大的直径，以增加进水量，便于下入水泵和为了节省管材，以及施工方便，设计时应尽量简化井身结构。对孔深小于100m的浅供水井，一般采用同径到底的井身结构；对于100m以上较深的水井，为了在维修时易于起拔井管，或受凿井设备能力的限制和为了节省管材，可考虑采用变径的井身结构。

2.井径（钻孔直径）

井径的大小主要决定于管井的设计取水量，凿井设备的能力，所用井管、滤水管的口径和人工填砾的厚度。据供水管井设计规范的要求，井径应比所选用的过滤器外径大50mm（填砾较厚时，应大150～200mm）。如为基岩裸井，则要求井径比抽水设备标定的井管内径大50mm。此外，在确定松散含水层中的管井井径时，还须用允许入井渗透流速（V允）复核。这是为了减少水流经过过滤器的摩阻损失，为此，必须降低水流进井的速度。如果该流速过大，不仅会大大增加水头损失（因为水头损失与流速的平方成正比），而且将带动井外的细砂等逐渐聚集、堵塞在过滤器外表。随着井的开采抽水，堵塞会逐渐严重，使井的出水量显着减少；严重时可使井出水量减少到20%以下。因此，水井的直径应满足下式要求：

表11-5 不同含水层中井的口径、过滤器的适宜规格类型及出水量

（据《供水管井设计施工指南》，中国建筑工业出版社，1984）

㈣ 巨厚盐膏层钻井技术

根据盐膏层化学成分，可将盐膏层分为两类：第一类为较纯的盐膏层，主要成分NaCl达90%以上，盐膏层之间大多为不易水化膨胀的地层；第二类为化学成分较复杂的盐膏层，除晶态NaCl外，还有芒硝、石膏、方解石、碳酸盐岩等。

在巨厚盐膏层钻井技术方面，通过对盐膏层三维蠕变压力变化规律、盐膏层溶解速率、套管所受非均匀载荷的研究，在合理地确定钻井液体系和密度，准确地进行套管强度设计及综合配套技术措施方面有了新认识和突破，在安全高效钻穿盐膏层方面取得显着进展。

3.3.5.1 盐膏层蠕变规律

（1）盐岩的蠕变特性

典型的盐岩蠕变曲线（图3-120）中，蠕变分三个阶段。“A”是第一阶段为瞬态蠕变期，在到达下一阶段前，该阶段盐岩蠕变应变率逐渐降低，表现为非线性；“B”是第二阶段为稳态蠕变期，该阶段蠕变应变率保持恒定，表现为线性；“C”是第三阶段为加速蠕变期，该阶段应变率增加直到试样破坏，为非线性。

图3-123 井径扩大率与[C1^-]关系回归曲线

3.3.5.3 盐膏层钻井配套技术

（1）井身结构设计方案

针对深井超深盐膏层井，有效防止盐膏层蠕变对套管造成的挤毁损害，从而确保成井的安全，是井身结构设计考虑的重点。目前深井盐膏层常用的井身结构有两种（以塔河油田为例）。

图3-124 非均匀外载下的套管强度设计图版

1）专封专打方案。以Φ244.5mm套管下至盐顶或5000m左右，用Φ206.3mm套管封盐层；盐下井段采用Φ139.7mm尾管固井。实践证明，该套方案对盐层分布清楚或盐下压力系统较一致的井是可行的，但是对于井况特殊、具有多项钻井地质目的、下部井眼仍需多层套管封隔的井，限制了井径的选择与井眼的延深。目前通常采用在套管程序上加大一级的方法。该方案比较适合各种情况都比较了解的生产井。

2）长裸眼揭示盐膏层方案。为保证钻井地质任务的实现，优化设计了长裸眼揭示盐膏层方案，即大尺寸开孔、盐膏层与上覆低承压地层同井眼揭示、大壁厚高抗挤套管封固盐膏层的长裸眼钻井方案，使用Φ244.5mm或Φ273.0mm+Φ244.5mm组合套管悬挂而后回接封固盐膏层；盐下井段使用Φ177.8mm尾管，尾管重叠过盐顶100m；使用密度为1.65g/cm³左右的欠饱和盐水钻井液，结合验漏、堵漏提高地层承压能力的技术揭示盐膏层；采用随钻扩孔或液力扩孔技术保证盐膏层钻井安全等。

长裸眼钻盐层与盐层专封专打相比风险较大，在钻井工艺技术方面一般按两步走，即盐前钻井技术和盐层钻井技术。盐前钻井技术的重点是钻遇盐层后立即停止钻井，重做地层破裂压力试验，以确定裸眼井段的承压能力。对低压力点裸眼井段采取一次性封堵措施，如果地层具备（或经过堵漏以后具备）承受盐膏层钻进时的高密度的能力，则转换适合盐膏层钻进的钻井液体系后进行盐膏层钻进。如果进行堵漏后地层仍不能承受盐层钻进时的高密度，应调整方案，转化为盐膏层专封专打方案。

该方案优点是首先封隔了多套压力体系，其次是通过尾管的重叠避免了盐层段套管变形现象，第三是简化了井身结构，使完井井眼较大，比专封专打方案多出了一层备用套管空间。该方案比较适合探井。

（2）套管强度设计

盐膏层套管设计的关键是抗外挤强度计算。以前，盐膏层套管设计一般采用盐膏层最大蠕变压力，即上覆地层压力，套管受均匀载荷作用，管内按40%掏空和安全系数1.125或根据经验采用更大的安全系数进行计算，但是采用这种方法，在实际应用中经常发生套管变形事故，因此，对盐膏层套管设计一定要考虑非均匀外载。

1）套管强度设计图版及其应用。根据套管强度设计图版可进行非均匀外载下的套管强度设计。如果已知套管将受到的椭圆形分布载荷值及其轴比，可判断出套管是否安全或者需要哪一种套管才能抗住这种载荷，例如：已知K=0.4，载荷所围面积5=1690.0MPa²，则P_c=23.2MPa，若选用壁厚为9.19mm（D/t=19.3）的P110套管，则P_c/σ_s=0.03，它大于D/t=19.3的套管所能承受的最大极限载荷（P_c/σ_s=0.01），套管是不安全的；若改用壁厚12.65mm的V150套管，此时P_c/σ_s=0.022，而该种套管（D/t=14.1）所能承受的极限载荷P_c/σ_s=0.025，所以套管是比较安全的。为便于应用，将等效破坏载荷P_c与套管材料屈服极限的比值P_c/σ_s和套管径厚比D/t间的关系绘成曲线，即套管强度设计图版（图3-124）。图中还绘出了套管受对径载荷及均匀外载作用时的套管强度曲线。对径载荷的等效载荷定义为单位直径长度上所受的集中力。根据套管强度设计图版，可对盐层套管进行设计。

2）盐膏层套管强度设计步骤。

A.根据盐层流变性、盐层中的地应力及固井时的井内静液柱压力，利用黏弹性有限元计算程序，计算出盐层套管所受盐层蠕变外载随时间的变化规律及分布规律，并得出套管外载的最终稳定值，该稳定值的大小及非均匀性用卡西尼椭圆函数的短、长轴b，a来表示。

B.根据b、a值，计算套管所受载荷的面积S及轴比K，求出套管实际所受等效破坏载荷：。

C.根据K，P_r由图3-124可进行套管强度设计或检验套管强度。

a.根据K，P_r及套管钢级（即σ_s），选择套管壁厚：先求出P_r/σ_s，再根据K、P_r/σ_s值可由图中查得套管的临界径厚比（D/t），即可计算出所需套管的最小壁厚值。

b.根据K，P_r及套管壁厚，选择套管钢级：先由K，D/t值由图中查得P_c/σ_s（P_c为套管所能承受的最大有效载荷），再用实际载荷P_r去除P_c/σ_s，得到套管管材所需的最小屈服极限σ_s，由σ_s值选定套管钢级。

c.若已知所用套管钢级（已知σ_s）、壁厚（可计算径厚比D/t），检验套管的安全性：先求出P_r/σ_s，再根据K，D/t值由图查得套管产生破坏时的P_c/σ_s，若P_c/σ_s＜P_r/σ_s，则套管强度不够，将导致套管的非正常损坏；若P_c/σ_s＞P_r/σ_s，则套管是安全的。

d.套管强度设计时，假设套管内压为零即按全部掏空计算，若套管内压不为零，则其抗均匀外压的强度要大大提高。但当套管外压为非均匀分布时，增加内压套管强度增加不明显。

（3）扩孔技术

1）随钻扩孔与钻后扩孔相结合的方案。盐膏层上部地层采用Φ311.15mm钻头钻进，自盐膏层顶界以上60m处开始采用领眼钻头为Φ241.3mm的偏心扩孔工具随钻扩孔，扩孔尺寸Φ374.65mm。

2）钻后液力扩孔方案。先使用Φ311.15mm钻头钻进，钻过盐膏层后，使用液力扩孔器专门对盐层扩孔，要求平均井径扩大至Φ349.25mm。

㈤ 钻井工程优化设计技术

随着我国石油勘探开发的深入，钻井工程越来越多地面临井深、高温高压等地质条件复杂的情况，使钻井工程风险更加突出。针对这些问题，石油钻井技术的研究与应用也在不断深化。针对复杂地质条件下深井超深井技术发展，国内外都开展了钻井地质环境因素描述技术研究，并在此基础上进行钻井工程的优化设计与施工。钻井地质环境因素是钻井工程的基础数据，主要包括岩石力学参数、地应力参数、地层压力参数及岩石可钻性参数等。准确掌握这些基础数据对钻井工程设计及施工具有重要意义。

对于岩石力学参数的求取，通常采用实验室对岩心试验，以及利用地球物理测井资料解释岩石力学特性参数。地层压力检测与预测研究主要是针对碎屑岩层系，对于海相碳酸盐岩地层压力预测，尚未取得成熟有效的方法，碳酸盐岩剖面中地层压力的准确预测难度较大。

3.3.2.1 钻井地质环境因素描述技术

钻井地质环境因素是钻井工程所面对的需要尽力去认识与掌握的客观影响力，主要包括地质构造因素、地层力学特征、地层可钻性以及钻井工具与地层相互作用耦合规律等。对钻井地质环境因素的研究与准确描述，可以提高钻井效率，降低钻井风险，对进行科学化钻井具有重要意义。

（1）岩石力学参数求取

岩石力学参数是反映岩石综合性质的基础数据，包括弹性参数和力学强度参数。岩石的弹性参数分为静态弹性参数和动态弹性参数。静态弹性参数一般通过室内对岩心进行直接加载测试换算求取，动态弹性参数则是通过测定声波在岩样中波速转换得到。岩石静态弹性参数可在室内应用三轴应力测试装置实测应力、应变曲线，并应用下列公式计算得出：

中国海相油气勘探理论技术与实践

式中：μ_s为静态泊松比，无因次；Δε_θ为径向应变，mm；ΔL为轴向应变，mm；E_s为动态杨氏模量，MPa；Δσ为应力，N/mm；Δε为应变，mm。

根据岩石弹性参数之间的关系，可导出计算岩石动态弹性参数的公式：

中国海相油气勘探理论技术与实践

静态弹性参数和动态弹性参数之间存在明显的差别。一般情况下，动态弹性参数大于静态弹性参数（E_d＞E_s，μ_d＞μ_s）。为了从测井资料中获得静态弹性参数，需要把动态弹性参数转换成静态弹性参数，国内外在动静弹性参数转换方面提出了多个的转换模式。

岩石力学强度参数包括：岩石硬度H_d、单轴抗压强度S_c、初始剪切强度C和内摩擦角Φ、抗拉强度S_t和三轴抗压强度S_p，均可在实验室通过实际岩心测试求出，也可以利用测井资料进行计算，岩石强度的方法和有关模式：

中国海相油气勘探理论技术与实践

内聚力和内摩擦角是表征岩石是否破坏的两个主要参数，也是井壁稳定计算中的重要参数。

岩石剪切破坏与否主要受岩石所受到的最大、最小主应力控制，σ₃与σ₁的差值越大，井壁越易坍塌，从井壁岩石受力状态分析中，可以发现岩石的最大、最小主应力分别为周向应力和径向应力，这说明导致井壁失稳的关键是井壁岩石所受的周向应力σ_θ和径向应力σ_r的差值，即σ_θ-σ_r的大小。差值越大，井壁越易坍塌。通常水平地应力是非均匀的，即σ_H≠σ_h，所以井壁上的周向应力是随井周角而变化的（井周角为井壁上点的矢径与最大地应力方向的夹角）。井周角在θ=90°和θ=270°处，σ_θ值最大。因此，该两处的差应力值达到最大（因为r在井壁各处为常数，与θ无关），是井壁发生失稳坍塌的位置。

采用库仑-摩尔强度准则进行分析，可求得保持井壁稳定所需的钻井液密度计算公式为：

中国海相油气勘探理论技术与实践

式中：H为井深，m；ρ_m为当量钻井液密度，g/cm³；C为岩石的黏聚力，MPa；η为应力非线性修正系数；σ_H，σ_h分别为最大、最小水平地应力，MPa。

㈥ 井身结构、套管程序与钻进施工程序方案

3.2.1 制定井身结构、套管程序方案的基本原则

井身结构和套管程序，是钻探技术设计中必须首先确定的技术环节，它对钻探技术设计的其他环节，如钻探设备方案设计、取心或扩孔钻进用钻头方案设计、孔内钻具系统方案设计等，都有至关重要的影响作用。此外，对钻探施工的经济性也有重要的影响作用。

确定钻井的井身结构和套管程序，应遵循以下基本原则：

1）套管程序留有余地，以满足钻遇复杂地层时增加套管层次的需求。套管层次多对施工安全更加有利，并且钻达目标的把握性更大。但是套管层次多，将带来施工成本的上升和施工难度加大。因此，须综合考虑施工安全性、钻达目标的把握性和施工成本等因素后予以确定。参照已实施的类似钻井项目的经验，该井除导管之外，考虑7层套管，留1级储备，即最多可有8层套管。

2）套管与井壁之间有足够的间隙，以保证下套管、固井施工的顺利进行。同时，还要考虑下一级钻头能够顺利地在本级套管内通过。在同时满足这两个条件的基础上，应该将套管之间的间隔尽量设计得小一些，也即在有限的空间范围内使套管层数尽量多一些，这样可减小钻井直径，提高钻进效率和降低钻进成本。

3）采用标准尺寸套管，尽量采用普通的连接方式，但特殊条件下，考虑采用小接箍套管或无接箍套管，以减小钻井直径。

4）尽可能采用尾管固井，以节省钻井成本。

3.2.2 13000m科学超深井的套管程序和钻进施工程序

目前13000m科学超深井钻进的地点和地层情况全为未知，按钻井设计要求，不能够进行钻井的井身结构和套管程序设计。但如果不进行井身结构和套管程序设计，后续的其他设计将受此影响，对13000m科学超深井钻探施工可行性的评价便无法开展。因此，在此设计中，参考类似项目的经验，对13000m科学超深井的套管层次、套管规格和套管下入深度，提出建议方案。

本设计对13000m超深井考虑两种套管程序和钻进施工程序，即“超前孔裸眼钻进方法”和“等井径钻进方法”。

（1）采用“超前孔裸眼钻进方法”时的套管程序和钻进施工程序

上部采用“超前孔裸眼钻进方法”施工。该方法是科学深钻施工中常用的方法，在前苏联科拉超深井、德国KTB先导孔、中国大陆科学钻探科钻一井、汶川地震科学钻探项目的钻井中都得到过应用。该方法的优点是，适合在地层条件未知的情况下使用，有利于解决大直径井段的取心问题、垂孔钻进问题和测井问题。该方法的基本原理如下：全井以一种较小的直径取心钻进，施工效率高、成本低，容易实现。小直径取心钻进时，上部的大环空间隙会给钻探施工带来多种不利：泥浆上返流速太低，岩粉携带和排除效果差；钻杆柱受力恶劣，容易发生断钻杆事故；孔底钻具工作不平稳，导致钻头寿命低、取心效果差。为了解决这些问题，取心钻进前，先下一层与取心钻头直径接近的可回收套管（活动套管），遇到复杂情况必须下套管护孔时，将活动套管拔出，扩孔钻进穿过不稳定层，并下套管和固井，然后继续往下钻。根据套管直径和钻孔深度情况决定，下部钻进时是否再下活动套管。采用该方法施工有以下好处：

1）解决大直径井段的取心问题。13000m科学超深井上部钻孔直径在400～800mm之间。在这么大直径的钻井中取心钻进，从理论上说是可行的，但是技术难度大、钻进成本很高，并且对于不同的口径需要不同的取心钻具，钻具研制的成本也很高。而采用该方法施工，只采用一种钻具，而且是小直径（216mm）钻具程序，施工成本低、可靠性高。

2）解决上部井段的垂孔钻进问题。为了实现钻达13000m的目标，钻井的上部7000～8000m必须保持铅直。根据德国KTB主孔的施工经验，采用自动垂直孔钻进系统可实现此目标。在本超深井的小直径的超前孔钻进阶段，可实施自动垂直孔钻进方案。其优点与取心钻进的类似，即只采用一种小直径自动垂钻系统，使用成本很低、可靠性很高。

3）采用先钻小直径超前孔、再扩孔的施工方法。有利于上部井段采用非标准的钻头尺寸，最终可在相同套管层次的条件下使井眼直径变小，钻井效率提高，钻井成本降低。

4）全部采用标准尺寸套管。上部扩孔井段采用非标准钻头尺寸，以便能在有限的空间内尽可能多下套管，可减小钻进直径和套管直径，降低钻井成本。

5）从245mm套管开始，套管柱设计成尾管，以节省钻井成本。尾管固井工艺使用的限制是，要保证足够的环空上返泥浆流速，以保证好的携带岩屑效果和钻进施工正常进行。

为此，13000m超深井“超前孔裸眼钻进方法”井身结构和套管程序设计方案见表3.1、表3.2、图3.1。

表3.1 13000m超深井井身结构和套管程序-1（“超前孔裸眼钻进方法”）

表3.2 13000m超深井井身结构和套管程序-2（“超前孔裸眼钻进方法”）

图3.1 13000m超深井套管程序图（“超前孔裸眼钻进方法”）

（2）采用“等井径钻进方法”时的套管程序和钻进施工程序

等井径钻井技术是石油天然气领域的一个重大突破。该技术利用可膨胀管的技术特性，用可膨胀管代替套管，在井眼内下入多级同一尺寸的膨胀管并固井。采用该技术形成的井身结构与传统井身结构相比，具有如下显着的优点：

1）有助于地面设备的标准化。在深井钻井作业中，大量的时间花费在钻台上，如更换底部钻具组合、从钻台上甩钻杆和吊钻杆、防喷器组的尺寸受所设计的入井套管柱的限制等。采用等井径钻井技术可以将不同尺寸的地面设备标准化，可以使用一种尺寸的钻柱和钻头，缩小防喷器组的尺寸，从而大大降低一口井的钻井、完井费用。

2）有利于环保并减少总建井投资成本。因为不需要下入多层大尺寸套管，用小型钻机钻井即可，因而等井径系统能明显地降低环境影响，同时减少对材料的消耗。据报道，采用等井径钻井技术平均每口井可节省44%的钻井液用量，降低42%的套管质量，节约42%的固井水泥，节省59%的岩屑处理费用。

3）有利于钻井作业安全。常规作业中，在设备处理过程中经常会造成人身伤害，等井径钻井技术虽不能取消这些作业，但可明显减小处理设备的尺寸，获得更安全的工作环境。

为此，13000m超深井“等井径钻进方法”井身结构和套管程序设计方案见表3.3、表3.4、图3.2。

表3.3 13000m超深井井身结构和套管程序-3（“等井径钻进方法”）

表3.4 13000m超深井井身结构和套管程序-4（“等井径钻进方法”）

图3.2 13000m超深井套管程序图（“等井径钻进方法”）

㈦ 定向井施工技术

地热资源开发利用需要“回灌开发”模式。回灌开发是在同一施工地点开凿两眼或两眼以上地热井,一眼作为开采井,另一眼作为回灌井。受城市用地面积的限制以及运行管理的需要,多以“对井”的方式成井。对井井口直线距离在2.5～10m之间,为防止开采、回灌地热流体短时间内相互干扰,井底距离一般保持在800m以上,这就需要有定向井施工技术的支持。

(一)定向井设计

定向井设计原则是为实现钻井目的,合理选择目标点的层位、确定靶区半径,尽可能选择简单的井身剖面类型;设计的基本数据包括地面井位坐标、井底坐标、方位角、井底水平位移、造斜点位置、最大井斜角。定向井设计前要了解设计井区的地质条件,如地层、岩性、压力、倾角、倾向、断层等。还要了解地层造斜特性(以便利用地层的方位漂移规律),分析井区已有定向井资料等,从设计上避免井下复杂情况发生。

地热井不同于石油开采井。首先,地热井要有泵室,泵室为直井段;其次,以扶盆地热储层在一定范围内目的层可近似看作水平无限延伸(断裂型地热井除外),因此,定向井目标靶区半径可适当放大,这些都为定向井设计提供了方便。

1)井身剖面设计:定向井井身剖面类型多种多样,常见的有三段制(多目标、较浅井)和五段制(小位移、较深井),选用的原则是保证达到钻井目的;尽可能简单,利于安全、快速地进行作业以降低钻井成本。地热定向井多用五段制,即直井段、增斜段、稳斜段、降斜段、直井段。

2)造斜点设计:造斜点的选择是定向井成功的关键因素之一。一方面定向井施工要求造斜点岩石结构比较稳定、可钻性比较均匀,避免岩石破碎段、流砂层或易坍塌等复杂地层,同时岩石的硬度应能起到对造斜钻具的支撑作用。另一方面造斜点的深度应根据设计井的垂直井深、水平位移大小和选用的井身剖面类型而决定。实际工作中往往把造斜点选择在尽可能浅的地层中,以利于用尽量小的井斜达到理想的成井水平位移。

3)最大井斜角设计:井斜角是钻具行迹与垂直方向的夹角,主要依据钻井设备定向能力、垂直井深与目标水平位移确定。大量的钻井实践证明,井斜角小于15°,方位不稳定,容易漂移。井斜角大于45°,施工难度较大,井壁易失稳,所以,最大井斜角最好控制在15°～45°之间。

(二)定向井施工安全措施

由于定向井井眼形状复杂,水平位移较大,易发生井下复杂情况和产生井下事故。

1)压差卡钻。在定向井施工中,斜靠在井壁上的钻具与井壁的接触面积大,作用在井壁上的正压力也增大,易发生压差卡钻。预防措施主要是采用润滑性能优良的钻井液:①加入润滑剂使泥饼摩擦系数小于0.2;②采用混油泥浆、混油量8%～15%;③下套管及电测井之前加1.5%～2%的固体润滑剂,保证顺利施工。

2)键槽卡钻。定向井钻进和起下钻过程中,钻具长时间拉、摩、碰井壁,容易形成键槽。预防措施有:①在曲率较大的井段,定期下入键槽破坏器,破坏键槽;②认真记录起下钻遇阻遇卡位置,结合测斜资料分析,提前破坏处理。

3)其他防卡措施:钻井液应具有良好的净化系统,至少配备三级净化装置,保证钻井液含砂量不大于0.5%;控制钻井液,使其屈服值不小于6Pa,提高携带岩屑能力,保证井眼干净。

(三)定向井施工实例

目前,天津地区地热定向井有90对之多,积累了在中低温沉积盆地地热定向井的施工经验,下面以SR19D,SR20D基岩地热定向“对井”为例,对地热定向井施工工艺进行探讨。

1.地层及岩性

该“对井”钻遇地层为第四系平原组,新近系明化镇组、馆陶组,古生界寒武系,新元古界青白口系景儿峪组、龙山组,中元古界蓟县系雾迷山组(目的层),见表4-3。

2.定向井工艺

(1)定向工具的选择

该“对井”定向井段为Φ311mm(

″)井眼,选用8″无磁钻铤、

″纳维钻具、2.5°弯接头、高压循环头等定向工具,测量仪器定向井段采用有线随钻测斜仪,增斜和稳斜井段采用自浮式电子测斜仪。

表4-3 设计对井钻遇地层及岩性

(2)定向井设计

1)井身结构设计。根据钻井所在区域地质情况和地热钻井技术特点,设计为四开井,井身结构及套管程序为:一开钻头直径Φ444.5mm,套管直径Φ339.7mm,下深400m;二开钻头直径Φ311mm,套管直径Φ244.5mm,进入基岩2m左右封闭松散软地层;三开钻头直径Φ215.9mm,套管直径Φ177.8mm,进入取水目的层雾迷山组白云岩2m左右下管;所有套管必须符合美国石油协会指定的API标准。四开钻头直径为Φ152.4mm,裸眼成井,井身结构见表4-4。

表4-4 定向井井身结构表

2)井身剖面的设计。根据施工井地层特点和井身结构设计定向井为五段制井身剖面,即直井段、增斜段、稳斜段、自然降斜段和直井段。

3)造斜点的确定。根据施工设计和实际钻进地层分析,SR19D造斜点定在820m,SR20D造斜点定在765m的新近系胶结较好的泥岩中。

4)设计方位角、水平位移、造斜率和最大井斜角。根据地层产状、钻井深度和构造情况,设计SR19D井方位角为135°,水平位移为400m,SR20D井方位角为315°,水平位移为400m,井眼曲率为12°/100m以内,最大井斜角21°。

(3)定向井施工工艺措施和注意事项

1)直井段采用塔式钻具结构,严格按规定参数钻进,井斜角控制在1°以内。

2)定向造斜井段选在新近系上部的泥岩井段,采用有线随钻定向速度较快,但造斜率一般应控制在12°/100m以内,采用2.5°弯接头一般50～70m可达到8°井斜,完成定向工作,在定向造斜时还考虑了转盘增斜作用,使用的牙轮钻头钻进时方位多向顺时针方向漂移即右手漂移规律,因此该井在定向造斜过程中比设计方位提前6°～10°,目的是利用右手漂移规律在钻达目的层时中靶精度更高。

3)转盘钻增斜井段,每钻进30m要测斜一次,根据轨迹测量情况调节钻压和转速,以控制增斜速度和方位,井眼轨迹圆滑,钻至最大井斜角21°可以进行稳斜钻进。

4)斜井段700～1300m为Φ311mm大井眼,钻进过程中岩屑较多,要求泥浆泵排量要大,并根据井内情况和岩屑返出情况,每钻进100～200m进行一次短提下钻,以清理下井壁的“岩屑床”,起钻时要观察井口,防止出现“抽吸”,必要时接方钻杆循环。

5)稳斜段,按照设计要求采用3只扶正器稳斜钻具结构,就可满足新近系Φ311mm井段稳斜要求,每钻进50m要测斜一次,根据轨迹测量情况调节钻压和转速,控制增斜速度和方位,可以达到按所需轨迹施工的目的。而基岩地层Φ215.9mm井段稳斜时,情况相对较复杂,由于地层塑性小,刚性较大,因此钻井过程中受岩层倾角和走向影响,非常容易出现降斜和“跑方位”情况,施工中采用4只扶正器的稳斜钻具结构,并根据测量井斜和方位情况及时调整钻具结构,如采用微增结构或增斜结构进行稳斜, SR19D井遇到稳斜稳不住情况,利用增斜钻具稳斜较理想。

6)四开Φ152.4mm井段为工作的目的层,主要岩性是白云岩,裂隙发育、漏失严重,采用自然降斜钻具结构。

3.钻井液调配

一开井段:钻遇地层为第四系。岩性:粘土、砂层、砂质粘土。钻井液用搬土浆。

二开井段:钻遇地层为新近系。岩性:砂岩、泥岩、砂泥岩。井眼尺寸:Φ311mm,钻井液类型:聚合物防塌钻井液。本井段难点:稳定井壁、大井眼携砂、润滑防卡。

1)钻井液性能为:密度1.05～1.08g/cm³,黏度35～38s,API失水≤8mL,塑性黏度7～10mPa·s,动切力3～6Pa,10s切力0.5～1.0Pa,10min切力1.0～3.0Pa,pH8.5～9。

2)二开钻水泥塞时,加入适量的纯碱,避免水泥对钻井液的污染。定向钻进前,加入极压润滑剂、润滑防塌剂、胺盐等钻井液材料,保证钻井液性能稳定。上部地层机械钻速较快,及时排放沉砂,降低劣质固相对钻井液的污染。

3)完钻前50m调整好钻井液各项性能,保证电测和下套管施工的顺利进行。

三开井段:钻遇地层主要为古生界寒武系和新元古界。岩性:泥质灰岩、泥页岩、泥岩、灰岩。井眼尺寸:215.9mm。钻井液类型:抑制性防塌钻井液。本井段难点:泥岩防缩径、井眼净化、润滑防卡、防漏。

1)钻井液性能:密度1.10～1.15g/cm³,黏度38～48s,API失水≤12mL,塑性黏度8～15mPa·s,动切力5～8Pa,10s切力1.0～2.0Pa,10min切力2.0～4.0Pa,pH8.5～9.0。

2)钻水泥塞时,加入适量的纯碱,避免水泥对钻井液的污染。钻进过程中,补充极压润滑剂、防塌护壁剂、高温降滤失剂等钻井液材料,保证钻井液性能稳定。

四开井段:清水钻进。

4.根据地层情况采取的堵漏措施

SR19D,SR20D两井相距很近,但在施工中发现两井钻遇地层相差较大。尤以古生界寒武系最为突出。SR19D井寒武系厚度为164m,其中昌平组缺失,井底没有出现异常。SR20D井的寒武系厚度355m,其中昌平组厚78m。当钻进至1526m时进尺开始加快至3m/min,当钻进至1534m时出现大漏基本不返浆,上返的少量岩屑中含有大量的风化的灰岩,滴酸起泡剧烈,为防止井下重大事故发生,果断甩掉3个扶正器,继续钻进。1558m再次出现大漏不返浆,提钻,实施静止堵漏。3天的堵漏过程中,多次出现井下危险,但由于采取措施及时、方法得当,保证了生产的安全进行。

㈧ 石油钻井方法有哪些

目前,世界上广泛采用钻井方法来取得地下的石油和天然气。随着石油工业的不断发展，钻井深度不断增加，油气井的建设速度也随之加快，促使钻井方法、技术和工艺得到很大改进。从已钻成的千百万口油气井的资科中可以看到变化过程：顿钻逐渐被旋转钻代替，井身结构从复杂到简单，井眼直径日趋缩小等等。

一、钻井工艺发展概况和趋势石油钻井是油田勘探和开发的重要手段。一个国家石油工业的发展速度，常与它的钻井工作量及科学技术水平紧密相关。近20年来，世界石油产量和储量剧增，钻井工作量相应地大幅度增加，钻井科学技术水平也得到了飞速发展。在此期间钻井技术发展的特点是从经验钻井进展到科学化钻井。钻井深度、斜度、区域和地区也有长足的发展。从钻浅井、中深井发展到钻深井和超深井；从钻直井和一般斜井发展到钻大斜度井和丛式井；从陆上钻井发展到近海和深海钻井；从地面条件好的地区钻井发展到条件恶劣的地区(如沙漠、沼泽和寒冷地区)钻井。在钻井技术发展的同时，设备、工具和测量仪表也得到了相应的发展。

美国钻井工作者曾将旋转钻井技术的发展进程分为四个时期：

(1)概念时期(1900—1920年)。这个时期开始把钻井和洗井两个过程结合在一起，开始使用牙轮钻头并用水泥封固套管。

(2)发展时期(1920—1948年)。这个时期牙轮钻头有所改进，提高了进尺和使用寿命。固井工艺和钻井液有了进一步的发展，同时出现了大功率的钻机。

(3)科学化钻井时期(1948—1968年)。这个时期大力开展钻井科学研究工作，钻井技术飞速发展。该时期的主要技术成就有：发展和推广了喷射钻井技术；发展了镶齿、滑动、密封轴承钻头；应用低固相、无固相不分散体系钻井液；发展了地层压力检测技术、井控技术和固控技术，提出了平衡钻井的理论及方法。

(4)自动化钻井时期(1968年至今)。这个时期发展了自动化钻机和井口自动化工具。钻井参数自动测量和计算机在钻井工程中得到广泛应用，最优化钻井和全盘计划钻井也初具规模。

目前,钻井人员一般把钻井技术发展的前两个时期称为经验钻井阶段，把后两个时期称为科学化钻井阶段。时期的划分直观地描述了钻井技术发展的过程，揭示了其发展规律。

任何一门科学和技术都有其自身的发展规律和要达到的主要目标。钻井工作是为油田勘探和开发服务的重要手段。钻井技术的发展首先要保证钻井质量，即所钻油气井要满足油气田勘探和开发的要求,要在此基础上来提高钻井速度、缩短钻井周期、降低钻井成本。

近20年来的实践证明，现代钻井工艺技术将围绕以下三个方面发展：

(1)提高钻井速度，降低生产成本；(2)保护生产层，减少油气层的污染和损害；(3)改善固井、完井技术，适应采油要求，延长油气井寿命。

新中国成立以来，我国钻井技术发展较快。特别是1978年推广喷射钻井、低固相优质钻井液、四合一牙轮钻头等新技术后，我国的钻井技术水平又有显着提高，进入了科学化的钻井阶段,但与国外先进水平相比，还存在一定的差距。为了使我国的钻井水平能满足勘探开发的需要，努力赶上世界先进水平，必须要向钻井技术进步要速度、要质量、要经济效益,为加速勘探开发步伐、不断增加油气产量作出贡献。

二、冲击钻井方法冲击钻井是一种古老的钻井方法，也是旋转钻井方法出现以前唯一的钻油气井的方法。它是将破碎岩石的工具(钢质尖头钻头)提至一定高度，借钻头本身的重力冲向井底，击碎岩石。然后捞取被击碎的岩屑，以便继续钻进。因此，冲击钻井方法又被称为顿钻。

由于冲击钻井时，破碎岩屑与清除岩屑必须间断地进行，因此钻井速度很慢，不能满足石油生产发展的需要。冲击钻井现在已基本上被旋转钻井所代替，仅在一些埋藏浅、压力低的油田还能见到。

三、旋转钻井方法提高钻速的根本途径是改变钻井方法，这正是旋转钻井法产生的原因。旋转钻井法的实质是：钻头在压力作用下吃入岩石，同时在转动力矩的作用下连续不断地破碎岩石；被破碎的岩屑由地面输入的钻井液(泥浆、水、空气等)及时带走，钻井液可以连续不断地清除岩屑。这样，一只钻头可以在井底连续钻进十几米、几十米甚至数百米后才起至地面进行更换。由于使用了钻井液，可长时间稳定井眼、控制复杂地层。旋转钻井的钻井速度高，能适应多种复杂情况，目前世界上大多使用这种方法钻油气井。旋转钻井通常也称为转盘钻。

利用钻杆和钻铤(厚壁钢管)的重力对钻头加压，钻压要使钻头能够吃入岩石。破碎岩石所需的能量是从地面通过沉重的钢性钻柱传给钻头的。起、下钻的过程比较繁琐，必须将钻柱拆卸成许多立柱，才能起出钻头；而下钻时又必须逐根接上。为了连续洗井，钻井液从转动的空心钻柱里流向井底，再带着岩屑从钻柱外部与井壁形成的环形空间返回地面。钻头钻进、清洗井底以及起、下钻所需的动力全部由安装在地面上的相应设备提供，这些机器设备总称为钻机。

现代旋转钻井的工艺过程表现为四个环节，即钻进、获取地质资料、完井和安装。

钻进环节由一系列按严格的顺序重复的工序组成：把钻柱下入井里；旋转和送进钻头使其在井底破碎岩石，同时循环钻井液；随着井筒的加深而接长钻柱；起、下钻柱以更换被磨损的钻头；洗井，净化或配制钻井液，处理复杂情况和事故等辅助作业。

为了获得全面准确的地质资料，钻井过程中不仅需要进行岩屑、钻时、钻井液录井工作，而且还要进行钻取岩心、测井等工作。通过各种地球物理测井方法，可以获得井径、井斜、方位、岩性等基本数据，掌握和了解井眼质量以及地层和油气层的某些特性。

在钻穿油气层以后，需要下入油层套管，并注入水泥以隔离油气层与其他地层，使油气顺利地流到地面上来。根据油气井生产的要求做好井底完成工作是很重要的一道工序。

从确定井位开始，就需要平整井场、挖基础坑、泥浆池、圆井等土方工程；为运输机器设备而修筑公路；铺设油、水、气管线，架设电线，以输送油、水、气和电力;打好地基以安装设备、井架等。基础工作完成后，要进行大量的井架、设备等搬运和安装工作，还需做好开钻前的一切准备工作，如检查机器设备、试车、固定导管、钻鼠洞、调配钻井液、接好钻具等。

旋转钻井过程中，驱动钻柱旋转、克服钻柱与井壁的摩擦消耗了部分能量。为了减少这些无益的能量损失，1940年前后出现了井下动力钻井方法。井下动力钻井所用设备与旋转钻井基本相同，只是钻头不再由转盘带动旋转，而是由井下动力钻具直接驱动。典型的井下动力钻具是涡轮钻具，因此井下动力钻井又常称为涡轮钻井。目前，井下动力钻井在定向钻井技术中得到了广泛的应用。

近年来，一些工业发达国家还竞相开展了热力钻井、高压冲蚀钻井、等离子射流钻井和激光钻井等新型钻井方法的研究。随着科学技术的进步，新的钻井方法还将不断涌现，钻井工程也必将进入一个全新的科学化时期。

四、井身结构井身结构是油气井全部基本数据的总称。它包括以下数据：从开钻到完钻所用的钻头、钻柱尺寸和钻柱长度;套管的层次、直径;各层套管的下入深度、钢级和壁厚;各层套管注水泥的数据。由此可见，井身结构是全部钻井过程计划和施工的重要依据。图5-1为井身结构的示意图。

图5-1井身结构

首先下入长度约4～6m的短套管，也称导管，用于加固地表以免被钻井液冲毁，保护井口完整。同时将循环的钻井液导入泥浆净化系统内。

第二次下入的套管叫表层套管，用于封隔地表不稳定的疏松地层或水层、安装井口防喷器。一般深度为40～60m，有时可达500～600m。

当裸眼(未被套管隔离的井眼)长度超过2000～3000m或者地层剖面中存在高、低压油层、气层、水层和极不稳定的地层时，钻进过程中为避免发生工程事故需要下入中间套管，又叫技术套管。目的是封隔复杂地层，防止喷、漏、卡、塌等恶性事故发生，保证安全钻井。技术套管的层次和下入的深度根据地质和钻井条件确定。

最后下入的套管叫油层套管，用于采油、采气或者向生产层注水、注气，封隔油层、气层和水层，保证油气井正常生产。油层套管的下入深度取决于井底的完成方法。油层套管一般从井口下到生产层底部或者只从生产层顶部下到底部。实际工作中对部分下入的油层套管，根据作用取不同的名称，如尾管、筛管、滤管以及衬管等。

井身结构是由钻井方法、钻井目的、地质条件与钻井技术水平决定的。周密考虑各种影响因素，制定合理的井身结构，是保证高速度钻井与油气井投产后正常产出的关键。

综上所述，现代石油钻井工程是一项复杂的系统工程。由多工序、多工种联合作业，需要各种先进的科学技术和生产组织管理水平。

㈨ 一口井的设计

(一)井身结构确定的原则
1.能有效的保护油气层，使不同压力梯度的油气层不受泥浆污染损害。
2.应避免漏、喷、塌卡等情况发生，为全井顺利钻进创造条件，使钻井周期最短。
3.钻下部高压地层时所用的较高密度泥浆产生的液柱压力，不致压裂上一层管鞋处薄弱的露地层。
4.下套管过程中，井内泥浆液柱压力之间的压差，不致产生压差卡套管事故。
(二)井身结构设计步骤
1.根据地区特点和井的自身条件，确定在保证工程需要的条件下应下几层套管，做出井身结构设计图。
2.确定套管尺及相应钻头尺寸。
3.确定各层套管的下入深度。
(三)套管下入深度的确定方法
1.确定各套管下入深度初选点Hni
2.校核各层套管下入深度初选点Hni是否压差粘卡套管
3.在中间套管下入深度浅于初选点的情况下，确定尾管的下入深度
(四)实例
某井井深H=4480m，地层压力梯度和地层破裂压力梯度随井深变化如图2-1
由图2-1查得：最大地层压力梯度位于4250m。
1.确定中间套管下入深度
(1) 初选点
试取,查得
由
因为：
且相近，则确定中间套管下入深度初选点。
(2) 校核
在3400m处：
地层压力梯度
因为： 所以令 则：
对应于H2=3200m
2．确定尾管下入深度H3
(1) 选初选点H3i=3900m
在3200处 Gf2=2.150g/cm3
所以 H3i=3900m
(2) 校核 H3i=3900
所以 H3=H3i=3900m
3．确定表层套管下入深度H1
取 H1=850m 则
所以 H1=850m 满足要求。
则该井设计的套管程序为：

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希望下面一幅图能给予你灵感!!