井身结构设计szl课件

第一章井身结构设计大作业一：一口井井身结构设计1基本数据1)井号:广斜-1井；2)井别:开发井;3)井型:定向井；4)设计井深:3525米;5)完井方法:射孔完井;6)完钻原则:钻穿潜43油组留足口袋完钻.2设计地层剖面地层时代设计地层/m岩性简述界系组段层深度厚度新生界第四系平原组9090黄色粘土\砾石\流砂层上第三系广华寺组930840杂色粘土岩\砾状砂岩\砂砾岩下第三系荆河镇组1760830灰、绿灰色泥岩底部夹油页岩潜江组潜一段2170410膏岩韵律层段及砂泥岩互层段潜二段2570400盐岩、油浸泥岩、石膏质泥岩、泥岩组成的韵律层潜三段3070500灰色泥岩夹粉砂岩\盐岩\油浸泥岩\泥岩潜四上41312050灰色泥岩夹粉砂岩41下316040盐岩、油浸泥岩、泥岩组成的韵律层段40318020盐岩、油浸泥岩、泥岩组成的韵律层段40中3330150盐岩、油浸泥岩、泥岩组成的韵律层段40下338050盐岩、油浸泥岩、泥岩组成的韵律层段42341030灰色泥岩夹粉砂岩42下345040盐岩、油浸泥岩、泥岩组成的韵律层段43350050灰色泥岩夹粉砂岩潜4下3525(25)盐岩、油浸泥岩、泥岩组成的韵律层段注:1)井深为垂深，井深、厚度单位为米;2)平原组、广华寺组、荆河镇组防垮、防缩径，潜江组防垮、防卡。3井身结构设计说明1)该区块无高压地层，无地层压裂问题；2)表层套管应封过疏松且含地下水的第四系平原组；3)上第三系广华寺组易缩径，根据经验，可采用扩眼方法处理，扩眼段钻头直径应至少比二开钻头直径大1～2级；4)油层套管甲方要求外径139.7mm，下深3574m；5)造斜点井深2900m；6)要求详细阐述设计过程，并给出如下设计结果图：一开：井眼外径：Φ……㎜钻达井深：……m套管外径：Φ……㎜套管下深：……m水泥返深：地面二开：井眼外径：Φ……㎜钻达井深：……m套管外径：Φ……㎜套管下深：……m水泥返深：……m扩眼段:Φ…mm×…m广斜－1井井身结构示意图作业要求：1)用小4号宋体字写，A4纸输出；2)讲完本章时完成，先课上交流，再上交。第一章井身结构设计第一节绪论1井身结构实例一开井眼外径：Φ444.5㎜钻达井深：151m套管外径：Φ339.7㎜套管下深：150m水泥返深：地面二开井眼外径：Φ215.9㎜钻达井深：3320m套管外径：Φ139.7㎜套管下深：3215m水泥返深：2500mΦ244.5×800m王西7斜井井身结构示意图2井身结构概念全井井筒的总体结构和框架结构。3井身结构设计目的满足钻井工程、完井工程和采油工程的要求。3.1满足钻井工程的要求应避免较严重的漏、喷、塌、卡、裂等井下复杂情况的发生，为安全、优质、快速和低成本钻井创造条件。已量化的两种情况：1)溢流关井和钻下部地层采用较高密度的钻井液正常钻进时产生的井内压力不致压裂上层套管鞋处及以下最薄弱的裸露地层；2)钻井起下钻和下套管过程中，井内钻井液柱的压力和地层压力之间的压力差，不致产生压差卡钻杆和套管的现象等。3.2满足完井工程的要求有利于保护油气层。3.3满足采油工程的要求有利于长期安全、有效、顺利地生产。4井身结构设计意义是整个钻井设计的基础，关系到钻井工程的整体效益，直接影响油井的质量和寿命。5井身结构设计原则在满足设计目的的前提条件下，井身结构越简单越好，总体尺寸越小越好，全井的建井成本越低越好。小结：合理的井身结构应能保证一口井顺利钻达预定的井深，保证钻进过程的安全；有利于防止钻进中的产层污染；有利于采油工程长期安全、顺利地生产。并能花费最少的费用。6井身结构设计应考虑的因素1)油气藏特性；2)采油工艺技术水平及要求；上述2方面决定了油气层与井眼连通方式－完井方法。3)钻井地层特性：指喷、裂、漏、缩径、塌、卡等复杂地层特性；4)钻井液工艺技术水平及要求；5)钻井工艺技术水平及要求；6)固井工艺技术水平及要求。上述4方面决定了钻井处理复杂地层的方法－非目的层段的井身结构形式。7现代井身结构设计内容(注：与传统的不同)1)油气层与井眼连通方式选择－目的层段井身结构形式；2)钻井必封段确定和封固/处理方法优选－非目的层段井身结构形式；3)整个井筒的总体结构尺寸选配。实例－王西7斜井：1)选用射孔法完井；2)用扩眼法和下套管注水泥的方法处理和加固钻井的复杂地层；3)总体结构尺寸选配：其中纵向结构尺寸包括套管层数、每层套管的下入深度、扩眼井段的井深，横向结构尺寸包括每层套管与相应钻头直径、每层套管环空水泥返高、扩眼段钻头直径等。一开井眼外径：Φ444.5㎜钻达井深：151m套管外径：Φ339.7㎜套管下深：150m水泥返深：地面二开井眼外径：Φ215.9㎜钻达井深：3320m套管外径：Φ139.7㎜套管下深：3215m水泥返深：2500mΦ244.5×800m王西7斜井井身结构示意图8井身结构设计特点1)影响因素多，且难以完全量化，设计方法在较大程度上还需要现场经验；2)一口井在开钻之前，必须在现有工艺技术水平条件下完成井身结构设计。3)对一个油田或区块而言，井身结构设计常常不能一次完成。随着对地层情况的更多了解，钻井、钻井液和固井工艺技术水平的提高，井身结构应逐步简化和优化。9井身结构设计的发展9.1经验积累阶段(1900～1960)特点：井不深(3000m左右)，地层情况还不太复杂，井身结构设计靠实践中积累的经验来做。任务：为适应工业化大生产的需要，有关井身结构设计的研究工作主要面临规范化、标准化问题。取得的主要成果有：1)提出了以满足工程必封点为主要条件的井身结构设计思想；2)确定了三段式(表层套管\技术套管\生产套管)的井身结构基本形式；3)确定了由API制定的尺寸(钻头尺寸、套管尺寸、油管尺寸)配合规范，统一了管材、工具配套标准；意义：使得井身结构设计从无序到有序、从杂乱到标淮，开创了一个基本良性循环的局面。9.2理论发展阶段(196O～)特点：技术快速进步。由于地层孔隙压力和地层破裂压力预测技术的发展，对一口井的压力系统变化规律可以做出比较可靠的预测；又由于钻柱和套管柱粘附卡钻机理的研究成果，使我们能够确定在一定条件下避免发生粘附卡钻的合理压差(钻井液压力与地层压力的差)范围。从而为井身结构设计方法向经验方法＋数量化方法提供了可能。取得的成果：1)提出了以满足防止套管鞋处地层压裂和避免压差卡钻为量化依据，满足必封点约束条件的设计思想；2)确定了以两条压力剖面为根据，从下而上(先生产套管，后技术套管，再表层套管)用图解或解析的数量化方法确定下人深度，再由必封点约束条件进行调节的设计方法。意义：这一阶段发展的数量化设计方法，不但使井身结构设计与相关领域的研究成果紧密联系，同时也为今后钻井工程设计的程序化、智能化提供了一个良好的开端。9.3系统工程阶段(198O～)问题的提出：1980年以来，随着世界围内常规油气藏探明储量的锐减，非常规油气藏(恶劣地面环境，复杂地质情况，低压、低渗、稠油等)的勘探开发开始。这给钻井工程出了不少难题，特别是对于复杂地质情况，由井身结构诱发的钻井事故屡见不鲜，这就要求其设计要有新的发展。发展方向：1)对于复杂地质情况，井身结构设计要考虑的因素，除了防止套管鞋处地层压裂，避免管柱压差卡钻外，还有非连续性地层压力系统(如地层压力上大下小、大小间隔等)、盐岩的粘塑性流动等因素。面对多因素的影响，目前国内外井身结构设计方法正向系统工程的方向发展。2)不断提高钻井、钻井液、固井的工艺技术水平，大力发展随钻扩眼、膨胀管固井等先进技术。使目前很难满足深井、超深井成本控制要求的、高成本的、“肥胖”的、多层次和多阶梯的“倒塔式”井身结构向低成本的、“精瘦”的“直筒式”井身结构发展，使井身结构向优化、简单和易操作的方向发展(画图说明)。基本思想：将井身结构设计涉及的方方面面构成一个系统，再根据系统工程的原理及方法，由压力平衡关系(钻井液压力、地层孔隙压力、地层破裂压力和盐岩蠕变压力)、工程约束条件(垮塌井段、漏失井段和套管挤毁井段)、事故发生概率等相关因素，采用风险决策技术和优化技术，进行合理井身结构设计。

对比：常规井身结构设计是一种系统局部优化方法，而解决复杂地质情况的井身结构设计方法则是系统全面优化方法。现状：由于复杂地质情况在不同的构造、井别将有不同的表现，针对实际情况影响因素将有不同的取舍，因此，很难找到一种统一的、适应面极广的井身结构设计方法，这也是国内外同类研究工作至今未能成果的主要原因。第二节钻井处理复杂地层和优化井身结构的方法

1提高钻井液工艺技术水平法1.1概述1.2措施1)优选钻井液体系；2)改善钻井液性能，提高钻井液的携岩和悬岩能力，提高其护壁能力以形成薄而致密的滤饼等；3)加强钻井液的固控和管理等。1.3方法特点(注：与下套管注水泥固井法相比)1)工艺简单；2)不减小井径，有利于构建直筒式井身结构；3)经济性好，有长期效益；4)可靠性需要实践检验；5)为首先考虑的处理复杂地层和优化井身结构的方法。2提高钻井工艺技术水平法2.1概述2.2措施1)提高人员素质，严格、规范管理；2)建立钻井时间观念，在保证安全和质量的前提下，加快钻速；3)采用合适的钻井方法,如改转盘钻为井下动力钻或顶驱钻、复合钻，改钻杆钻为套管钻等(举例展开)。2.3方法特点(注：与下套管注水泥固井法相比)1)不减小井径，有利于构建直筒式井身结构；2)经济性好，有长期效益；3)与提高钻井液工艺技术水平法一起，为首先考虑的处理复杂地层和优化井身结构的方法。3下套管并注水泥固井法3.1发展概况和工艺简介是钻井最早使用且用得最多的加固复杂地层的方法。

3.2套管的类型和作用根据套管的功用可将其分为导管；表层套管；中间套管(尾管)，亦称技术套管；生产套管(尾管)，亦称油层套管(图7-1)。1)导管及其作用：是最早下入井内的一层临时性管子。导管的作用是在钻表层井眼时将钻井液从地表引导到钻井装置平面上来，这一层管柱其长度变化较大，在坚硬的岩层中仅用10～20m，而在沼泽地区则可能上百米。2)表层套管及其作用：是开始下入井内的第一层套管(导管除外)。主要有两方面作用：一是封隔地下浅水层和易缩径、塌、漏、破裂等浅井段的复杂地层，使淡水层不受钻井液污染，使后续钻井不受浅部疏松的复杂地层影响；二是在其顶部安装套管头和井口装置，并通过套管头悬挂和支承后续各层套管。3)中间套管及其作用：介于表层套管和生产套管之间的套管都称中间套管。其作用是封隔不同孔隙压力的地层，封固易缩径、塌、漏、破裂等复杂地层，它也为井控设备的安装及悬挂尾管提供了条件，对油层套管还具有保护作用。根据需要，中间套管可以是一层、两层，甚至多层。4)生产套管及其作用：是钻达目的层后下入的最后一层套管。其作用是封固井壁，保护生产层，封隔不同压力的生产层，封隔生产层与非生产层，并给油气从产层流至地面提供稳定的通道。5)尾管及其作用：有技术尾管和生产尾管，主要在裸眼井段下套管注水泥，套管柱不延伸至井口，故可减轻下套管时钻机的负荷和固井后套管头的负荷，又可节省大量套管和水泥，降低固井成本。在深井钻井中，尾管另一个突出的优点是，在继续钻井时可以使用异径钻具。在顶部的大直径钻具比同一直径的钻具具有更高的抗拉伸强度，在尾管内的小直径钻具具有更高的抗内压力的能力。尾管的缺点是固井施工较困难。尾管与上层套管重叠段长度一般取50～100m。说明：在几种套管中，表层套管和生产套管(尾管)一般是必下的，中间套管(尾管)则不一定。3.3下套管并注水泥固井法特点1)工艺技术成熟、可靠性好；2)每下一层套管，下面的井眼尺寸就减小一级，组成的井身结构为倒塔式。有钻不到预定井深的风险；3)要消耗大量的钢材及水泥，成本高。据统计，生产井的套管固井成本要占全井成本的10%~25%甚至更多。4扩眼法4.1概念和发展概况用扩眼的方法来处理易缩径卡钻的复杂地层，优化井身结构，提高注水泥质量，这就是扩眼法。4.2实例(两方面)一开井眼外径：Φ444.5㎜钻达井深：151m套管外径：Φ339.7㎜套管下深：150m水泥返深：地面二开井眼外径：Φ215.9㎜钻达井深：3320m套管外径：Φ139.7㎜套管下深：3215m水泥返深：2500m扩眼Φ244.5×800m王西7斜井井身结构示意图4.3扩眼法的作用1)减少不必要的套管层次；打破了以往与套管尺寸匹配的钻头尺寸的限制，使整个井身结构的尺寸得到减小、简化和优化；有利于变倒塔式井身结构为直筒式井身结构。2)给一些易缩径的地层一定的缩径量，避免造成缩径卡钻，引发严重的钻井事故，影响钻井安全。3)增大环隙，防止下套管遇阻，提高注水泥质量并保护套管，以便顺利固井、完井和采油。4.4扩眼法特点1)用扩眼法来优化井身结构适合于各种地层和各种井，是钻井和完井技术发展的重要方向；2)用扩眼法处理复杂地层来避免卡钻的方法主要适用于易吸水膨胀和易塑性流动的地层；3)用扩眼法处理复杂地层以避免地层卡钻的可靠性要靠实践来检验；4)与下套管并注水泥固井法对比是否更经济，要作具体分析；5)用扩眼法处理复杂地层－避免易缩径地层卡钻的工艺简单易行，也节省了固井和候凝时间，节省了钢材、水泥和固井工程费用，这是可以降低成本的方面。6)扩眼法可形成3阶梯井身结构，而下套管注水泥固井法形成的是2阶梯井身结构，相比之下，前者环空间隙更不均，扩眼后的钻进，为兼顾宽间隙处有效携岩，可能得适当提高钻井液排量，这样沿程水功率消耗增大，钻头获得的水功率减小，钻速也可能降低；这是可能增加成本的方面(举例)。5挤水泥固井法5.1发展概况和工艺简介5.2挤水泥的用途油套补注水泥和加固井壁。5.3挤水泥加固井壁适应的地层1)胶结差、不稳定、中低压的中高渗透性地层；2)易漏失的裂缝地层。5.4挤水泥固井法特点(注：与下套管并注水泥固井法对比)1)井径不减小，有利于构建直筒式井身结构；2)工艺简单；3)不用下套管，更经济；4)可靠性要靠实践来检验；5)适应的地层范围较窄；6)一次封固的井段不能过长。5.5应用情况和前景6下膨胀管注水泥固井法/扩眼+下膨胀管注水泥固井法6.1发展概况和工艺简介6.2用途1)加固井壁和优化井身结构；2)修井。6.3方法特点(注:与下套管注水泥固井法对比)1)用扩眼+下膨胀管固井法来优化井身结构是钻井和完井技术发展的重要方向；2)井径可以不减小或稍有减小，有利于构建直筒式井身结构，故总体上更经济；3)可靠性好；4)加固井壁主要用作尾管；5)工艺技术要求高。6.4应用情况和前景7小结－分类和选用的顺序：1)提高钻井液工艺技术水平法；2)提高钻井工艺技术水平法；3)挤水泥固井法；4)简单扩眼法；5)扩眼+下膨胀管注水泥固井法6)下膨胀管注水泥固井法；7)扩眼+下套管并注水泥固井法8)下套管并注水泥固井法。第三节井身结构设计方法油气层段：根据油藏特性和采油工程的技术水平及要求设计油气层段的井身结构(完井方法)和相关尺寸。非油气层段：1根据地层压力和地层破裂压力剖面初定全井的必封段1.1概述1)方法适用的井况：如果设计井上部井段有相对薄弱的易破裂地层和正常压力的地层，下部井段有异常高压地层，且两者之间不能用同一个密度的钻井液来平衡(画图说明)，这种情况下，就需要井身结构设计来合理和及时处理\封固上部井段薄弱的易破裂地层和易压差卡钻的正常压力地层，避免这种矛盾。2)设计条件：需要首先建立设计井所在地区的地层压力和地层破裂压力剖面，如图7-2所示。图中纵坐标表示井深，横坐标表示地层压力和地层破裂压力的当量密度。3)设计步骤：由于油层套管的下深取决于油气层的位置和完井方法，所以设计步骤从中间套管开始。可依图按由下向上，由内向外的顺序逐层设计(以图7-2为例详细说明)。图7-2井身结构设计图1.2设计原理1)正常作业工况的必封点深度

(注：正常作业工况指起下钻、钻进)

在满足近平衡压力钻井条件下，某一层套管井段钻进中所用最大钻井液密度m应大于或等于该井段最大地层压力梯度当量密度pmax与该井段钻进中可能产生的最大抽汲压力梯度当量密度Sb之和，以防止起钻中抽汲造成溢流。即：下钻中使用这一钻井液密度，在井内将产生一定的激动压力Sg

考虑地层破裂压力检测误差，给予一个安全系数Sf。则该层套管可行裸露段底界(或该层套管必封点深度)

2)出现溢流约束条件下的必封点深度正常钻井时，按近平衡压力钻井设计钻井液密度为：

钻至某一井深Dx时，发生一个大小为Sk的溢流，停泵关闭防喷器，立管压力读数为psd：

关井后井内有效液柱压力方程为：

pmE=pm+psd3)压差卡钻约束条件下的必封点深度下套管中，钻井液密度为(pmax+Sg)，当套管柱进入低地层压力井段会有压差粘附卡套管的可能，故应限制压差值。限制压差值在正常压力井段为pN，异常压力地层为pA。就是说，钻开高压层所用钻井液产生的液柱压力比低压层所允许的压力高。即

pm-ppminpN(或pA)

在井身结构设计中，由前述两条件之一设计出该层套管必封点深度后，一般用上式来校核是否能安全下到必封点位置。1.3设计的基础参数

地质参数：1)岩性剖面及故障提示；2)地层压力和梯度剖面；3)地层破裂压力梯度剖面。工程参数：1)抽汲压力系数Sb：以当量钻井液密度表示，单位g/cm3。美国墨西湾地区Sb取值0.06，我国中原油田Sb=0.015～0.049。2)激动压力系数Sg：以当量钻井液密度表示，单位g/cm3。Sg可用计算激动压力的公式计算，美国墨西湾地区Sg取值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有误差而附加的，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。4)井涌允量Sk：以当量钻井液密度表示，单位g/cm3。由于地层压力检测有误差，溢流压井时，限定地层压力当量密度增加值为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Sk=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，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。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。1.4设计方法和步骤1)求中间套管下入深度的假定点确定套管下入深度的依据，是在钻下部井段的过程中所预计的最大井内压力不致压裂套管鞋处的裸露地层。利用压力剖面图中最大地层压力梯度ρpmax求上部地层不致被压裂所应具有的地层破裂压力梯度的当量密度ρfmin。ρfmin的确定有两种方法，当钻下部井段时如肯定不会发生井涌，可用式(7-1)计算：(7-1)在横坐标上找出地层的设计破裂压力梯度，从该点向上引垂直线与破裂压力线相交，交点所在的深度即为中间套管下入深度假定点(D21)。图7-2井身结构设计图用Dpmax表示剖面图中最大地层压力梯度点所对应的深度。若预计要发生井涌，可用式7-2计算：(7-2)上式中的D21用试算法求，试取D21的值代入上式求ρfmin；再在图7-2上求D21所对应的实际ρfmin。若计算值略小于实际值，则D21即为中间套管下入深度的假定点。否则另取D21值计算，直到满足要求。图7-2井身结构设计图2)验证中间套管下到D21是否有被卡的危险先求该井段最小地层压力处的最大静止压差：(7-3)式中：Δp—压力差，MPa；ρm—钻进深度D21时用的钻井液密度，g/cm3；ρpmin—该井段内最小地层压力当量密度,g/cm3；Dmin—最小地层压力点所对应的井深，m。若Δp＜Δp

N，则假定点深度为中间套管下入深度。若Δp＞Δp

N，则有可能产生压差卡套管，这时中间套管下入深度应小于假定点深度，可按下式计算。在压差下所允许的最大地层压力当量密度为：(7-4)在压力剖面图上找出ρpper值，该值所对应的深度即为中间下入深度D2。图7-2井身结构设计图3)求钻井尾管下入深度的假定点当中间套管下入深度小于假定点时，则需要下尾管，并确定尾管的下入深度。根据中间套管下入深度D2处的地层破裂压力梯度，由下式可求得允许的最大地层压力梯度：(7-5)式中：D31—钻井尾管下入深度的假定点。式(7-5)的计算方法同式(7-2)。图7-2井身结构设计图4)校核钻井尾管下到假定深度D31处是否会产生压差卡套管校核方法同步骤2)，压差允值用pA。5)计算表层套管下入深度D1根据中间套管鞋处(D2)的地层压力梯度，给定井涌条件Sk，用试算方法计算表层套管下入深度。每次给定D1，并代入下式计算：

(7-6)式中：ρfE—井涌压井时表层套管鞋处承受的压力的当量密度，g/cm3；ρp2—中间套管D2处的地层压力当量密度，g/cm3。试算结果，当ρfE接近或小于D2处的破裂压力梯度0.024～0.048g/cm3时符合要求，该深度即为表层套管下入深度。说明：以上必封段和套管下入深度的设计方法仅仅是以两个压力剖面为依据，但是地下的许多复杂情况是反映不到压力剖面上的，如易漏、易塌、易缩径地层、盐岩层等，这些复杂地层需要时也应及时地进行处理\封固。2根据现场经验或统计数据确定全井的其他必封段2.1确定原则对于易缩径、易塌、易卡和易漏等复杂地层，如果以现有钻井液工艺技术水平和钻井工艺技术水平仍然不能避免出现复杂情况，以致影响安全、经济和有效钻进，明显增大钻井的风险，那么，这些复杂地层也应及时进行处理或封固。2.2确定方法如何处理和封固这些复杂地层，要根据具体地区和井的情况，依据现有技术水平、现场经验和统计资料，由有经验的钻井工程师来决定，目前尚无定量的设计方法。3综合确定全井的必封段4优选处理/封固复杂地层的方法常规下套管(尾管)注水泥/扩眼后下套管(尾管)注水泥/扩眼/挤水泥/下膨胀管/扩眼后下膨胀管。5全井筒总体结构尺寸确定和选配5.1全井筒纵向尺寸的确定1)表层套管和中间套管/膨胀管的下深：必须封住待封的复杂地层，还要考虑地层预报数据有误差，下深要有一定的安全系数。2)扩眼\挤水泥的深度：同上。3)生产套管的下深：由油气层底界深度、完井方法和采油工程的要求来决定(以射孔完井为例画图说明)。5.2全井筒横向尺寸的确定1)步骤由内向外、有小到大逐层确定。2)内容各层套管(尾管)直径和相应钻头(扩眼钻头)直径\单扩眼段钻头直径\膨胀管直径、膨胀直径和相应钻头(扩眼钻头)直径。3)各层套管(尾管)直径和相应钻头(扩眼钻头)直径选配应考虑的因素：涉及到采油、勘探以及钻井工程的顺利进行和成本。采油：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。勘探：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。钻井：要考虑到工艺水平，如井眼情况、曲率大小、井斜角以及地质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。套管、钻头直径确定的顺序：首先确定生产套管的直径，再确定相应的钻头直径，然后确定中间套管的直径等，依次类推，直到表层套管或导管的钻头直径。合理间隙：套管/膨胀管和钻头井眼之间要有一定的间隙，间隙过大则不经济，过小不能保证套管/膨胀管的顺利下入和固井质量。间隙值最小一般在9.5～12.7mm,如果地层较稳定，不易缩径、垮塌，可采用较小间隙；否则，应适当加大间隙。套管、钻头直径配合的系列化：套管尺寸和钻头尺寸的配合目前已经系列化。图7-3给出了系列化的套管和井眼尺寸的选择表。表的流程表明下该层套管所需要的钻头尺寸，实线表明套管和钻头的常用配合，虚线表明不常用配合。该表仅供参考！4)确定需要下套管注水泥段的环空水泥返高表层套管：返到地面。中间套管：返到待封的复杂地层頂界以上或上层套管内。生产套管：常压油层常返到油层頂界200m以上，中、高压油层常返到油层頂界500m以上，定向井有时返到造斜点以上，高压气层返到地面，环空全封固，以防止气窜。5)单扩眼段钻头直径的确定可以在下了表层套管后的所有裸眼井段扩眼，也可以在裸眼中段扩眼。扩眼段的钻头直径应根据现场经验并考虑钻头与套管尺寸的系列化配合关系来确定。6)确定膨胀管直径、膨胀直径和相应钻头(扩眼钻头)直径7)确定需要下膨胀管注水泥段的环空水泥返高－全封说明：如果设计井没有(4.1)所对应的情况(举例)，则设计直接从(4.2)开始，也无需(4.3)。现在大部分井是这种情况，特别是井深3000m左右的井。第四节生产套管尺寸设计1生产套管尺寸设计影响因素生产套管尺寸的选定是井身结构设计的重要环节之一。影响生产套管尺寸设计的因素主要是：1)采油方式不论油井是否能自喷，今后总要转入人工举升开采。采用不同的举升方式(有杆泵抽油、电潜泵采油、水力活塞泵采油和气举采油)，与之相配套的油管尺寸和生产套管尺寸肯定不一样。所以，油管、生产套管尺寸的优化必须以开发设计的采油方式为基础。2)开发设计的油井配产量如果油井产能较高，也就是开发设计的油井配产量较高，在设计的人工举升方式下，其油管、生产套管尺寸肯定需要选得大一些；反之亦然。3)稳产要求我国大多数油田采用注水开发，在油井进入高含水阶段后，为了原油稳产的需要，往往要采用大泵高排液量生产。在设计的人工举升方式下，为了能在若干年后(也就是高含水率下)实现稳产(能提供采用大泵高排液量生产的条件)，就必须要根据今后日产液量的大小