【石油天然气行业标准(SY)】 井身结构设计方法

ICS75.020
备案号：24321—2008
中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T5431—2008
代替SY/T5431-1996
并身结构设计方法
The design method of casing program2008一06-16发布
国家发展和改革委员会
2008—12—01实施
规范性引用文件
术语和定义
设计原则
设计依据
设计参数及取值范围
设计约束条件
设计方法、步骤
套管与井眼（钻头尺寸）间隙的选择套管设计要求
水泥返深设计
设计结果输出格式
附录A（规范性附录）
附录B（规范性附录）
自下而上设计方法的设计步骤
自上而下设计方法的设计步骤
SY/T5431-2008
SY/T5431—2008
本标准修订并代替SY/T5431一1996《井身结构设计方法》。本标准与SY/T5431一1996相比，主要变化如下：增加了“设计依据”（见第5章）；-将SY/T5431一1996的第3章“设计系数及取值范围”变为第6章“设计参数及取值范围”，修订了内容，并对条文作了调整；增加了“设计约束条件”（见第7章）；将SY/T5431一1996的第4章“设计步骤”和第5章“设计方法”合并为“设计方法、步骤”（见第8章），修订了内容，并对条文作了调整；将SY/T5431-1996的第6章“套管尺寸与钻头尺寸的选择”变为第9章“套管与井眼（钻头尺寸）间隙的选择”，修订了内容，并对条文作了调整；增加了“套管设计要求”（见第10章）；将SY/T5431一1996的第7章“水泥返深设计”变为本版的第11章，修订了内容，并对条文作了调整；
将SY/T5431一1996的第8章“设计结果”变为本版的第12章“设计结果输出格式”，并对设计结果输出格式作了调整；增加了附录A，规定了自下而上设计方法的设计步骤；增加了附录B，规定了自上而下设计方法的设计步骤。本标准的附录A和附录B为规范性附录。本标准由石油钻井工程专业标准化委员会提出并归口。本标准起草单位：中国石化集团胜利石油管理局钻井工艺研究院。本标准主要起草人：邵长明、施亚楠、严新新、高凯、李斌、姜兰其、王介坤。本标准所代替标准的历次版本发布情况为：SY5431—1991，SY/T5431—1996。I
1范围
并身结构设计方法
本标准规定了陆上石油、天然气钻井直井、定向井并身结构设计方法。SY/T5431—2008
本标准适用于陆上石油、天然气钻井直井、定向井井身结构设计，水平井等特殊工艺井钻井井身结构设计也可参照执行。
规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。SY/T5087含硫化氢油气井安全钻井推荐作法SY/T:5724套管柱结构与强度设计SY/T6396—1999
丛式并并眼防碰技术要求
SY/T6426—2005
钻井井控技术规程
3术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。3.1
正常压力地层压差卡钻临界值（Ap，）formationpressure
criticalvalueof differentialpressurestickinginnormal裸眼井段中，钻井液液柱压力与正常地层孔隙压力当量密度最深处不产生压差卡钻的最大差值。3.2
异常压力地层压差卡钻临界值（△pa）criticalvalueofdifferentialpressurestickinginabnormalformation pressure
裸眼井段中，钻井液液柱压力与最小地层孔隙压力当量密度最深处不产生压差卡钻的最大差值。3.3
地层破裂压力当量密度安全允许值（Sr）allowablesafevalueofformationfracturepressureECD考虑地层破裂压力当量密度检测的精度，地层破裂压力当量密度允许存在的最大误差值。3.4
安全地层破裂压力当量密度（par）formationfracturepressureECD考虑地层破裂压力当量密度安全允许值后的地层破裂压力当量密度最小值。3.5
溢流允许值（Sk）
kicktolerance
考虑地层孔隙压力当量密度检测的精度和井控技术水平，溢流压井时地层孔隙压力当量密度允许存在的最大差值。
自下而上设计方法up-the-holedesigncriteria根据裸眼井段安全钻进应满足的压力平衡、压差卡钻约束条件，自全井最大地层孔隙压力处开1
SY/T5431—2008
始，自下而上逐次设计各层套管下入深度的并身结构设计方法。3.7
自上而下设计方法down-the-holedesigncriteria根据裸眼井段安全钻进应满足的压力平衡、压差卡钻约束条件，在已确定了表层套管下人深度的基础上，从表层套管鞋处开始自上而下逐层设计各层套管下入深度的井身结构设计方法。4设计原则
4.1符合当地法律、法规，满足安全、环境、健康体系管理的要求。4.2有利于发现、认识和保护油气层。4.3有利于实现安全、经济、优质、高效钻井。5设计依据
5.1钻井地质设计。
5.1.1地层孔隙压力、地层破裂压力及塌压力剖面。5.1.2地层岩性剖面。
5.1.3完井方式和油层套管尺寸要求。5.2相邻区块参考井、同区块邻井实钻资料。5.3钻井装备及工艺技术水平。
5.4井位附近河流河床底部深度、饮用水水源的地下水底部深度、附近水源分布情况、地下矿产采掘区开采层深度、开发调整井的注水（汽）层位深度。5.5钻井技术规范。
6设计参数及取值范围
根据当地统计数据分析确定。
6.2取值范围。
6.2.1抽汲压力当量密度S.和激动压力当量密度S一般取（0.015～0.040）g/cm2。地层破裂压力当量密度安全允许值Sr一般取0.03g/cm2。6.2.2
溢流允许值S根据井控技术水平确定，般取（0.05～0.10）g/cm。6.2.3
正常压力地层压差卡钻临界值Apa一般取（12～15）MPa，异常压力地层压差卡钻临界值6.2.4
Apa一般取（15～20）MPa。
6.2.5钻井液密度附加值Ao执行SY/T6426—2005中3.4的规定。6.2.6固井回压值力w根据工艺条件确定，一般取（2～4）MPa。7
设计约束条件
7.1钻井液密度
钻井液密度即最小液柱压力当量密度大于或等于裸眼井段的最大地层孔隙压力当量密度，见式(1)。
Pm≥ppmax+Ao
式中：
Pm—钻井液密度，g/cm2；
一裸眼井段最大地层孔隙压力当量密度，g/cm；Ao—钻井液密度附加值，g/cm2。考虑地层塌压力对井壁稳定的影响，确定裸眼井段的最大钻井液密度，见式（2）。2
式中：
Pmmax=max { (ppmax +No), Pemux)裸眼井段最大钻井液密度，g/cm2；裸眼井段最大地层孔隙压力当量密度，g/cm2；钻井液密度附加值，g/cm2；
裸眼井段最大地层塌压力当量密度，g/cm2。7.2最大井内压力当量密度
7.2.1正常作业时最大井内压力当量密度见式（3）。Pbrmax=Pmmax+S
式中：
正常作业时最大井内压力当量密度，g/cm2；裸眼井段最大钻井液密度，g/cm2；Sg——激动压力当量密度，g/cm2。7.2.2发生溢流关井时最大并内压力当量密度见式（4)。Obama
x=Pmim
式中：
Pbamas
发生溢流关井时最大井内压力当量密度，g/cm2；裸眼井段最大钻井液密度，g/cm2；-裸眼井段最大地层孔隙压力当量密度对应的顶部井深，m裸眼井段最浅井深，m；
溢流允许值，g/cm2。
7.3安全地层破裂压力当量密度
安全地层破裂压力当量密度见式（5)。式中：
安全地层破裂压力当量密度，g/cm2；地层破裂压力当量密度，g/cm；Sr—地层破裂压力当量密度安全允许值，g/cm2。7.4约束条件
7.4.1压力平衡约束条件：
SY/T5431—2008
（5）
裸眼井段内某一深度处的压力当量密度%应小于或等于裸眼井段最小安全地层破裂压力当量密度pfmin，见式（6）。
Pb≤pffrin
式中：
Offmin
裸眼井段内某一深度处的压力当量密度，g/cm2；裸眼井段最小安全地层破裂压力当量密度，g/cm2。7.4.2压差卡钻约束条件：
钻井作业过程中，钻井液液柱压力与地层孔隙压力最大压差不大于Ap或Apa，见式（7）。Ap=0.00981×（pmmax-Ppmin）·D.钻井液柱压力与地层孔隙压力最大压差，MPa；-裸眼井段最大钻井液密度，g/cm3；(6)
：（7）
SY/T5431—2008
-裸眼井段正常或最小地层孔隙压力当量密度，g/cm；Ppmin
D。——最深正常地层孔隙压力当量密度或最深最小地层孔隙压力当量密度对应井深，m；△pn-—正常压力地层压差卡钻临界值，MPa；△pa—异常压力地层压差卡钻临界值，MPa。7.5必封点应考虑的因素
7.5.1易塌页岩层、塑性泥岩层、盐岩层、盐膏层、煤层等。7.5.2裂缝溶洞型、破裂带、不整合交界面型漏失地层。7.5.3含H2S等有毒气体的油气层。7.5.4井眼轨迹控制等施工方面的特殊要求，丛式井组的表层套管和技术套管设计深度执行SY/T6396—1999中4.4的规定。
7.5.5．欠平衡压力钻井等特殊工艺井的工艺技术要求。7.5.6井位附近河流河床底部深度、饮用水水源的地下水底部深度、诸如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和离地表深度。8设计方法、步骤
8.1设计方法的选择
8.1.1对于已探明区块的开发井或地质环境清楚的井，采用自下而上设计方法。8.1.2对于新探区的探井或下部地层地质环境不清楚的井，采用自上而下和自下而上相结合的方法。8.2设计步骤
8.2.1自下而上设计方法的设计步骤按附录A规定执行。8.2.2自上而下设计方法的设计步骤按附录B规定执行。9套管与井眼（钻头尺寸）间隙的选择9.1选择原则
9.1.1开发井应满足油、气田开发的要求，生产套管尺寸应根据生产层的产能、油管尺寸、增产措施以及后期作业的要求确定。
9.1.2探并应满足顺利钻达设计目的层的要求。9.2套管与井眼（钻头尺寸）间隙的选择9.2.1开发井由下而上、由里而外确定各层套管与井眼（钻头尺寸）间隙。9.2.2新探区的探井由上而下、由外而里确定各层套管与井眼（钻头尺寸）间隙。9.2.3套管与井眼（钻头尺寸）间隙设计应保证套管安全下入并满足固并质量的要求。9.2.4下一开次的钻头尺寸应小于上层套管的通径。9.2.5套管与井眼（钻头尺寸）间隙亦可按图1选择。10套管设计要求
套管串结构设计应符合SY/T5724的规定。10.1
套管柱强度设计应符合SY/T5724的规定；含硫油气井套管性能应符合SY/T5087的规定。10.2
10.3当套管的抗拉强度不够或钻机负荷不足时，可采用先下尾管后回接的方式。10.4含腐蚀性气体且可能暴露于腐蚀环境的各层套管，均应使用相应的防腐套管。10.5套管附件、工具选配应符合SY/T5724的规定，；并具有与套管相同的性能指标。10.6对于高温高压天然气井，暴露在气体环境下的技术套管与生产套管使用气密封扣套管。11水泥返深设计
11.1热采井生产套管的管外水泥应返至地面。4
套管、尾管
套管、尾管
注1：数据的单位均为毫米（mm）101.6
注2：实线箭头代表常用配合，虚线箭头表示不常用配合。155.6
SY/T54312008
图1套管与井眼（钻头尺寸）间隙选择图311.2
11.2油井生产套管的管外水泥返深至少应在最浅一层油层（气层）项顶部150m（200m）以上。11.3油井技术套管的管外水泥返深至少应在最浅一层油层（气层）顶部150m（200m）以上，如存在复杂地层至少达到其相应深度100m以上。11.4尾管的管外水泥应返至悬挂器位置。5
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11.5表层套管的管外水泥应返至地面。11.6气井各层套管的管外水泥应返至地面。12设计结果输出格式
12.1并身结构设计表
并身结构设计表见表1。
表1井身结构设计数据表
开钻次序
12.2井身结构设计参数
a）抽汲压力当量密度（g/cm2）；b）激动压力当量密度（g/cm2）；c）溢流允许值（g/cm2）；
钻头尺寸
d）地层破裂压力安全当量密度允许值（g/cm2）；e）钻井液密度附加值（g/cm2）；f）正常压力地层压差卡钻临近值（MPa)；g）异常压力地层压差卡钻临近值（MPa）。套管尺寸
套管下人深度
水泥封固段
附录A
（规范性附录）
自下而上设计方法的设计步骤
A.1用式（5）计算安全地层破裂压力当量密度值。SY/T5431—2008
A.2绘制地层孔隙压力当量密度曲线、地层破裂压力当量密度曲线、安全地层破裂压力当量密度值曲线。示例见图A.1。
“碳#
注1：Pt为地层破裂压力当量密度曲线。注2：P，为地层孔隙压力当量密度曲线。当量密度，g/cm3
当量密度，g/cm
注3：Pt为安全地层破裂压力当量密度曲线。2
图A.1压力当量密度曲线图示例
A.3确定并身结构设计参数。
A.4技术套管设计。自下而上技术套管（无尾管）设计步骤示例见图A.2。自下而上技术套管（有7
SY/T5431—2008
尾管）设计步骤示例见图A.3。
“滕#
D)(Dz)
注1：P为地层破裂压力当量密度曲线。注2：P，为地层孔隙压力当量密度曲线。当量密度，g/cm
当量密度，g/cm
注3：Pe为安全地层破裂压力当量密度曲线。2
Ptrs(pf21）
（Pm2）
图A.2自下而上技术套管（无尾管）设计步骤示例2.4
“张#
A.4.1根据压力当量密度曲线图中最大地层孔隙压力当量密度，选择钻井液密度的确定方法并计算最大钻井液密度pmmax。
A.4.2选择正常作业工况，用式（3）确定最大压力当量密度pummaA.4.3用式（6）计算裸眼井段所允许的最小安全地层破裂压力当量密度pffmin，初选技术套管下人深度D3。
A.4.4自横坐标上找出最小安全地层破裂压力当量密度pfimin，上引垂线与安全地层破裂压力曲线相交，交点井深即为初选中间套管下人深度D3。A.4.5验证初选技术套管下人深度D3有无压差卡钻的危险，用式（7）计算钻井液液柱压力与地层孔隙压力最大压力差值△力。
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