【《地热井取用水工程设计计算案例》8500字】

地热井取用水工程设计计算案例目录TOC\o"1-3"\h\u17198地热井取用水工程设计计算案例 1252771.1基本数据 1292141.2地热地层条件 1254691.2.1地层概况 1132531.2.2热储层特征及选层 333141.3地质资料采集 4158231.3.1地质录井 4262981.3.2地球物理测井 6100801.4成井试水方案及要求 8105991.4.1目的 8135301.4.2落程规定 814391.4.3抽、放水工作 97431.4.4采样分析 985671.4.5试验资料整理 948591.5地热井施工设计 14259881.5.1设备配置 1432291.5.2井身结构设计 15162311.5.3钻井成井技术要求 15251431.5.4施工工期安排及钻井费用预算 16281411.6用水工艺流程 171.1基本数据井口坐标N34°22.025′，E180°41.819′，H=422米，地理位置位于咸阳市渭城区周陵乡，交通便利，构造上位于渭河北岸三集阶地南部，该井为该构造上的第一口探采井。1.2地热地层条件1.2.1地层概况本井自上而下依次钻遇第四系秦川群、三门组、上第三系张家坡组、蓝田—灞河组，均为陆相沉积（见表1.1）。现分述如下：1、第四系中上更新统秦川群（Qch）岩性：顶部为浅黄色黄土层，上部灰黄色含砾粗砂层、粗砂层与灰黄色粘土层不等厚互层；下部灰黄色粘土层与灰黄色粗砂层、含砾粗砂层略等互层。砂层：成份长石为主，含杂色砾石，分选中等，次棱角状，砾径2~3mm，未成岩，较松散。粘土层：颜色较匀，性相对较软，质地纯净，吸水造浆性强，局部含粉砂。电性：2.5米电阻为特高阻，自然电位曲线呈微波状。与下伏地层不整合接触。第四系下更新统三门组（Q1s）岩性：灰黄色粘土层与灰黄色中砂层、细砂层不等厚互层—略等厚互层。砂层：成份长石为主，石英次之，分选中等，次棱角—状圆状，未成岩，较松散。粘土层：颜色较匀，性相对较软，呈软泥状，造浆较严重，部分含砂质。电性：2.5米电阻率曲线呈齿状间夹指状，值最高18Ω·m，自然电位曲线微波状。与下伏地层呈不整合接触。3、上第三系上新统张家坡组(N2z)岩性：上部浅灰绿、灰黄色泥岩与灰黄色细砂岩、泥质砂岩略等厚互层；中部灰黄色泥岩与灰黄、灰、浅灰色细、中砂岩略等厚—不等厚互层；下部浅棕色泥岩与浅灰色中砂岩、含砾粗砂岩略等厚互层。砂岩：成份长石、石英为主，分选中、差，次棱角状，局部含杂色砾石，砾径2~4mm，泥质胶结，较疏松。泥岩：从上往下颜色依次为灰黄、浅灰、浅棕色。质纯，断口较平整，遇水浸泡变软，略具造浆性。电性：2.5米电阻率曲线呈齿状间夹尖峰状，值一般5~8Ω·m,最高15Ω·m；自然伽玛曲线呈齿状及箱状，值一般10~50API。自然电位曲线砂岩段偏负异常。与下伏地层呈不整合接触。4、上第三系上新统蓝田—灞河组(N2l+b)岩性：上部棕红色泥岩与灰色中砂岩、灰色粗砂岩不等厚~略等厚互层；下部棕红色泥岩与灰色中砂岩略等厚互层。砂岩：成份石英为主，长石次之，含少量岩屑，分选中等，次棱角状，泥质胶结，较疏松。泥岩：色匀，质较纯，断口较平整，局部含砂质。电性：2.5米电阻率曲线齿状，值3~6Ω·m，自然伽玛曲线箱状间夹齿状，值50~150API。表1.1地层简表地层井段（米）厚度（米）岩性简述界系统组代号新生界第四系中上更新统秦川群Qch0|454.5454.5顶部浅黄色黄土层，上部灰黄色含砾粗砂层、粗砂层与灰黄色粘土层不等厚互层；下部灰黄色粘土层与灰黄色粗砂层、含砾粗砂层略等互层。下更新统三门组Q1s454.5|710.8256.3灰黄色粘土层与灰黄色中砂层、细砂层不等厚互层~略等厚互层。上第三系上新统张家坡组N2z710.8|1390.0679.2上部灰绿、灰黄色泥岩与灰黄色细砂岩、泥质砂岩略等厚互层；中部灰黄色泥岩与灰黄、灰、浅灰色细、中砂岩略等厚~不等厚互层；下部浅棕色泥岩与浅灰色中砂岩、含砾粗砂岩略等厚互层。蓝田灞河组N2l+b(未穿)1390.0|2000.0610.5上部棕红色泥岩与灰色中砂岩、灰色粗砂岩不等厚~略等厚互层，下部棕红色泥岩与灰色中砂岩略等厚互层。1.2.2热储层特征及选层1、热储层特征本井钻遇可开采热储层分布在1000~2000m之间，共有65个含水层，累计厚度286.5m，平均地温梯度2.6℃/hm，其中N2l+b发育47层，累计厚度211.1m，砂岩占地层剖面34.6%，单层最大厚度11.5m，顶底板温度58~66.5℃。岩性以中、粗砂岩为主，分选中等，多为次棱角状，泥质胶结，孔隙度17~31%，其中厚度5米以上的含水层孔隙度均大于25%，表现出良好的储水性能，是本井实际取用层段。测井温度显示，井底温度66.5℃，按常温15℃常温层在地面以下20m计算，全井平均地温梯度2.6℃/hm，由于泥浆护壁作用及平衡时间不够长使得井温测量结果要低于实际井温。试水结果井口水温74℃，加上管内温度损失，判断热储层实际温度应大于80℃，照此推算低温梯度大于3℃/hm，显示一定的地热异常。2、选层根据对本次勘察测井及地质录井资料的综合分析评价，热储层发育段为1180~2000m，对该井1460m以下的蓝田灞河组热储进行开采，共采水层42层，累计厚度184.3m，取水跨度1986.53~1467.51m，所采水层占地层总厚度30.2%，顶底板电测温度58.0~66.0℃，其中单层最大厚度11.5m，平均4.4m，岩性以中、粗砂岩为主，泥质胶结，孔隙度19~31%，试水结果证明，本井热储层热水温度较高，储集性能较好，地层压力略大于静水压力，选层方案符合井下情况。1.3地质资料采集地质资料采集主要进行地质录井和地球物理测井。目的是通过钻孔的钻进速度及时掌握地层软硬程度及破碎带、裂隙的深度等；通过岩屑录井可以最直接地描述地层岩性特征、研究沉积环境、判断地层界面，通过室内化验，还可以进一步判定岩石沉积年代、古生物活动特征等，为日后进行的地质科学研究工作提供第一手的宝贵资料。1.3.1地质录井根据国家地热资源勘察规范（GB11615-89），本井现场地质录井主要采用岩屑、钻时、岩芯、钻井液温度及钻井液性能等方法进行录井，并根据施工设计要求，取全取准各项地质录井资料。（详见表1.2）表1.2地质录井工作量统计表井段间距项目钻时岩屑泥浆进出口温度迟到时间泥浆消长量采水样岩芯0~30010101001100米以前理论计算，1100米下后每300米实测1次全井段观察井深1801.22~1805.22米取芯，芯长2.0米，收获率90%。300~80051050800~20002250合计73068033组1、钻时录井钻时录井间距300m以上采用10m，300~800m采用5m间距，800~2000m采用2m间距，全井段共采取钻时点730个。结果显示，上部1000m以上，由于地层成岩性差，砂岩疏松，泥岩性软，钻井又采用大排量、高转速、高压近喷射钻进工艺，因此钻时变化不明显。在1000m以下，由于地层成岩性相对较好，钻时相对于砂、泥岩反映较为明显，其砂岩钻时一般在1~5min/m，泥岩则往往高出其2~3倍，为现场地层划分提供了重要参数。2、岩屑录井全井段自上而下以10m、2m两个不同间距，累计捞取岩屑样680包。钻进期间，进期间，岩屑自振动筛返出，通过迟到时间的推算，准时捞取每包岩屑，清水冲洗干净，逐包分析鉴定，分层描述。现场同时根据鉴定情况结合用钻时资料绘制成的钻时曲线解释出录井岩性剖面，以便及时掌握钻穿地层情况，预测下伏地层情况，掌握热水层的发育情况及其它主要特征，为完钻电测解释提供实物依据。3、岩芯录井依据设计要求，我们在蓝田灞河组井深1801.22~1805.22m取芯一次，收获率为90%，为研究其岩性及物性参数提供更直观详实的实物资料。4、水文地质录井水文地质录井以测量泥浆进出口温度及泥浆消长量为主。（1）泥浆温度测量:自上而下分别以100m、50m的间距进行测量，共取得泥浆进出口温度点33组，井温随井深增加而升高，这些资料为完井选层及随钻分析热储的发育情况提供了可靠依据。(详见表1.3及附图1.1)（2）泥浆消长量观测:对于泥浆消长量实行全井段观察，每班观察不少于4次，没有发现涌、漏现象。说明一方面钻穿地层不存在异常高压的出水层和低压渗漏层，另一方面说明所使用的钻井液性能良好，与地层基木上达到平衡状态。表1.3泥浆、地层温度测量数据表井深（m）泥浆温度（℃)电测地层温度(℃)井深泥浆温度（℃)电测地层温度(℃)出口进口出口进口018125032295610022191300323057200241941.51350343257.530024214614003832584002622481450363258.5500262248.51500363259600262249.515503832607002622501600383360.58002924511650383361850292651.51700403562900302751.51750413662.5950302751.518004236631000302751.71850443761.5105031285319004839641100322851.5195051396511503228542000534066.51200322955图1.1进、出口泥浆温度与井温关系图1.3.2地球物理测井1、测井方法及目的为正确地划分各个地层剖面，确定合理的取热井段，掌握砂岩在地下空间中的配置关系，了解地层的岩性特点、电性特点、物性特点等等，对该井进行了系列测井，测井内容详见表1.4。表1.4地球物理系列测井表项目井段比例尺井段比例尺2.5米视电阻率180~20001：5001160~20001：200自然电位180~20001：5001160~20001：200自然伽马180~20001：5001160~20001：200井径180~20001：5001160~20001：200井温180~20001：5001160~20001：200声速180~20001：5001160~20001：200井斜井口~2000点测，间隔100米，共测20点测井目的:（1）配合利校对地质录井资料，对地层组、系进行划分并与邻井进行对比。（2）结合地质录井资料，确定储热层温度及厚度，以决定最有利的取热井段，制定科学合理的成井方案，以达到水温水量的最优化组合。详见《测井综合解释数据表》(表1.5)（3）确定滤水管的放置深度及数量。（4）提供本井井温成果数据。（5）取得热储层的物性资料。（6）提供本井的井斜和井径，为下管提供基础数据。2、测井资料的应用(1)自然电位曲线本井自然电位曲线在水层幅度差异比较大，负异常值大，说明渗透性较好，大多层段与自然伽玛曲线吻合度比较好，具有较强的分层能力。(2)井温这条曲线起伏与地层的泥、砂层相对应，最高可达66.5°C，反映井内随深度增加井温升高的趋势。(3)自然伽玛曲线这条曲线主要是定量计算储层泥质含量，值小泥质含量就少，与自然电位曲线配合使用，也具有较强的分层能力。表1.5185地测井测井解释成果表层号井深(m)厚度(m)孔隙度(%)层号井深(m)厚度(m)孔隙度(%)11186.0-1191.07.027341577.6-1579.62.02721198.0-1201.45.430351581.0-1594.811.82831204.0-1206.62.630361611.4-1618.04.62641221.6-1227.01.429371621.0-1629.86.82151242.0-1244.02.025381640.4-1645.04.62861260.0-1261.61.023391658.0-1668.610.83171271.4-1271.42.032401675.6-1679.64.02981276.0-1282.06.028411684.0-1689.05.02591285.6-1287.62.027421701.6-1705.21.624101290.6-1292.41.823431711.0-1717.06.028111297.6-1299.62.027441722.0-1725.61.627121310.2-1311.21.031451728.6-1736.27.628131322.2-1326.64.430461739.6-1742.22.627141334.6-1338.64.032471745.0-1748.01.022151342.0-1347.05.028481751.2-1756.04.828161350.0-1358.08.032491757.4-1760.61.230171369.6-1374.65.030501764.6-1768.21.628181377.6-1386.48.828511776.0-1778.02.024191391.6-1396.22.628521781.6-1785.21.630201398.0-1411.015.030531801.0-1818.05.022211426.6-1428.01.421541821.0-1825.22.228221429.0-1431.44.428551840.2-1845.25.028231447.6-1451.01.426561849.8-1851.41.624241464.6-1472.68.028571857.2-1859.22.029251474.6-1479.44.828581874.6-1875.81.217261481.5-1481.72.223591882.2-1885.51.330271485.0-1492.07.027601891.5-1905.011.528281501.0-1506.01.029611921.0-1924.01.025291521.6-1521.02.427621931.5-1934.02.528301527.2-1529.62.427631950.6-1951.02.424311532.4-1538.86.429641962.5-1965.22.725321551.2-1556.65.430651972.0-1975.81.819331561.2-1566.41.2271.4成井试水方案及要求1.4.1目的确定热储层中涌水量；取得地热资源评价必须的计算参数，提供地热资源评价依据。1.4.2落程规定根据《地热资源地质勘察规范》（GB/T11615-82010）中规定：对单井进行抽水试验一般至少需要做三次稳定流或非稳定流抽水试验，最大一次降压抽水的延续试验持续时间不少于48h，单位井水产量小于10m3/d·m或者因为流体在流动过程中出现压力持续下降的现象时，应适当延长试验时间。在井口进行地热试验期间宜考虑采用井下压力计测量压力变化，当条件不具备只能从孔口测量水位（压）时，应准确测量孔内地热流体温度变化，通过计算换算准确反应压力的水头。测试所需要提供的数据资料必须能够满足确定流体运动方程、计算储层渗透系数、有效空隙度或弹性释水系数、压力传导系数，评价单井合理控制生产量的实际需求。1.4.3抽、放水工作1、抽水前需观测静水位2、抽水试验时，动水位、出水量和流体温度的观测时间间距为（min）：1，2，2，5，5，5，5，10，10，10，10，10，20，20，30，30，……1.4.4采样分析最大落程抽水试验在施工结束前2h必须采取钻井过程中的各种水样，采样前与当地水质监督检测机构及时联系，做好送检前的各项准备措施。除了完整的水样全分析外，还要根据样品中微量元素、放射性、有害化学物质及毒物综合含量等因素测定样品，采取样品的方法、过程和分析准确性按地质产部《水样的采取、保存与送检规程》执行。1.4.5试验资料整理1、静水位及恢复水位观测记录12月9日20时55分进行了关井压力观测，关井10小时19分后，测得静水位稳定至地面以上10米，详见钻孔恢复水位记录表（附表1）。2、抽水试验水量、水温、气温、动水位记录三个落程抽、放水试验，累计延续时间110小时25分，稳定时间108小时，三次降深分别为32m、18m、10m，其相应涌水量分别为98.02m3/h·m、71.687m3/h·m、44.34m3/h·m，单位涌水量分别为1.063m3/h·m、1.983m3/h·m、4.436m3/h·m，同时随出水量的增加水温升高，最高达74℃，具体成果结论见抽水试验成果表（表1.6和附表2）及抽水曲线图（图1.2）表1.6放水试验成果表放水降次321静水位（m）101010动水位埋深（m）2280水位降深（m）321810涌水量m3/h98.0271.68744.34m3/d2352.481720.4881064.16单位涌水量（m3/h·m）1.0631.9834.436井口温度（℃）747168抽水延续时间75小时00分25小时50分12小时5分稳定时间58小时12小时9小时试验时间12\13~1612\10~1112\9~10图1.2Q-s曲线图3、水质分析成果（1）作为医疗热矿评价根据陕西省地质矿产局西安水土测试中心分析成果显示，本井水矿化度7661.1mg/L，其中Na+量达到2650.0mg/L，Cl—含量达3828.6mg/L，水化学类型为Cl——Na+型，与GB1161J—89医疗热矿水标准比较，该井水所产水中Sr2+（37.2mg/L）、I—（12.8mg/L）、HBO2(160.0mg/L)、H2SiO3（55.0mg/L）、浓度均达到矿水命名浓度，Li—（1.06mg/L）、Br—（18.65mg/L）浓度达到矿水浓度，因此，此水可同时称为硼水、硅水、碘水、锶水。综合分析显示该井水水质清亮、味微咸、显中性，具有很高的热容量和医疗价值。(见表1.7）表1.7本井水与医疗水水质标准对比单位：mg/L成分有医疗价值浓度矿水浓度命名矿水浓度本井水浓度矿水名称备注二氧化碳25025010006.6总硫化氢1120氟1221.95有医疗价值溴552518.65大于矿水浓度碘11512.8碘水锶10101037.2锶水铁1010100.344锂1151.06大于矿水浓度钡5550.4锰11<0.02偏硼酸1.2550160硼水偏硅酸25255055硅水偏砷酸1110.0264偏磷酸55<0.02镭Bq/L0.370.37＞0.370.624氡Bq/L3747.14129.52.132（2）作为饮用热矿水评价按生活饮用水质标准对比，该井热水中味、总固体、总硬度、铁、硫酸盐、氯化物、氟化物均超过标准，故不可作为生活饮用水使用。（表1.8）表1.8本井水与生活饮用水标准对比项目标准本井水指标结果色<15，并不得呈现异物15浑浊度<3，特殊不超过5度1臭和味不得有臭、异味咸味肉眼可见物不得有无溶解性总固体<1000mg/L7536超标总硬度<450（以碳酸钙计）mg/L472.9超标PH6.5—8.57.9铁<0.3mg/L0.344超标锰<0.1mg/L<0.02铜<1.0mg/L0.009锌<1.0mg/L0.054硫酸物<250mg/L501.9超标氯化物<250mg/L3828.6超标挥发酸类<0.002（以苯酚计）mg/L<0.001氰化物<0.05mg/L<0.0008砷<0.05mg/L0.016硒<0.01mg/L<0.0005汞<0.01mg/L<0.0005镉<0.01mg/L<0.008铬（六价）<0.05mg/L<0.005铅<0.05mg/L<0.008银<0.05mg/L无硝酸盐<20（以氮计）mg/L<2.563氟化物1.0mg/L1.95超标（3）作为锅炉用水评价锅垢总量：H0H0=S+C+36rFe2++17rAl3++20rMg2++59rCa2+=（42.3+0.019）+36×0.018+17×0.001+59×6.6+20×2.85=489.384硬垢系数：Kn=Hn/H0Hn=SiO2+20rMg2++68（rCl—+rSO42——rNa+—rK+）=42.3+20×2.85+68×（108+10.45—115.269—1.1）=181.808Kn=Hn/H0=181.808/489.384=0.376起泡系数：FF=62rNa++78rK+=62×115.269+78×1.1=7232.478腐蚀系数：碱性水Kk=1.008（rMg2+—rHCO3—）=-1.26<0Kk+0.0503Ca2+=-0.928<0综合评价：该井水由于Ca2+、Mg2+离子含量相对较高，属于水垢含量比较多、易产生硬沉淀，易起泡的非腐蚀性水，若不做任何软化处理，不宜直接当作锅炉用水。（4）对混凝土腐蚀性评价：依据GB50021-94标准进行评价，西安地区属半干旱气候地带，热水与混凝土有干湿交替的影响，环境类别应为Ⅱ类。该井热水中硫酸根含量为501.9mg/L，略大于500mg/L，对混凝土来说，略具有腐蚀作用。（5）对钢结构腐蚀性评价：依据GB50021-94标准进行评价，该井热水中pH值为7.9，介于6~9之间，Cl—+SO42—为4330.5mg/L，大于1500mg/L，因此该水对钢结构有较强腐蚀性。（6）残余热水排放评价：根据《污水综合排放标准》（GB8978-1996）的最高允许污水排放浓度，该地热井工程项目取用的地热水中有害成分含量均小于最高允许污水排放浓度，因此，该井水在使用过程中未加入其他有害物质前提下，温度控制在30℃以内可以向城市下水道直接排放。（表1.9）附水质分析报告，见表1.10表1.9水质检测结果与污水排放标准对照表成分单位标准检测结果对照结果pH值6～97.9合格汞mg/L≤0.05＜0.0005合格镉mg/L≤0.01＜0.008合格砷mg/L≤0.5＜0.016合格六价铬mg/L≤0.5＜0.005合格铅mg/L≤1.0＜0.008合格铜mg/L≤0.50.009合格锌mg/L≤2.00.054合格锰mg/L≤2.0＜0.02合格氟化物mg/L≤101.95合格氰化物mg/L≤0.5＜0.0008合格挥发性酚类mg/L≤0.5＜0.001合格表1.10水质分析报告分析项目BZ±ρBZ±mg/LC(1/ZBZ±)mmol/LX(1/ZBZ±)%分析项目BZ±mg/L分析项目BZ±mg/LBCK+41.01.1000.9矿化度7661.1以碳酸钙计总硬472.9Na+2650.0115.26991.6溶解性固体7536暂硬205.2Ca2+132.36.605.2悬浮物永硬267.7Mg2+34.62.852.3含沙量0.0负硬NH4+0.060.003COD14.1总碱度205.2Fe3+0.3440.018可溶性SiO242.3总酸度7.5Fe2+0.3440.018H2SiO355.0毒理学指标挥发酚<0.001Al3+<0.01<0.001游离CO26.6氰化物<0.0008侵蚀CO20.0F—1.95总硫化物0.0As0.016∑BC125.840100H2S0.0Cr6+<0.005BACl—3828.6108.0088.1DOPb2+<0.008SO42—501.910.458.5BOD5Cd2+<0.008HCO3—250.24.101.3HBO2160.0Hg2+<0.0005CO32—0.00.00Br—18.65NO3—<2.50<0.040I—12.8Mn<0.02NO2—0.0650.001Al2O3<0.019Cu0.009F—1.950.103Fe2O3Zn0.054PO43—<0.02<0.001阴离子洗涤剂Se<0.0005H3BO3Sr37.2Li1.06Co<0.001∑BA122.65499.9Ni<0.002pH7.9细菌总数3个/mlMo0.80色度15.0度大创菌群<3个/LBa0.40浊度1.0度游离余氯mg/L臭和味咸味镭Bq/L肉眼可见物无氡2.132Bq/L备注1.5地热井施工设计1.5.1设备配置本井施工选用罗马F—200型钻机。该钻机性能良好，最大提升负荷200吨，安全钻井深度4000m。近年来，185大队对其主要装备进行了一系列重点技术改造，经过改造，在同等钻机中其性能已达国内先进水平。（主要设备情况见表1.11）表1.11主要设备名称及主要指标名称型号最大静负荷或功率重量备注井架MA—2002000（KN）362.00天车GF—2002000（KN）28.737轮游车大钩MC—2002000（KN）87.006轮水龙头CH—20002000（KN）15.80转盘MR—2053200（KN）39.13绞车TF—281295（KW）276.13柴油机RZ12V—190BG2—1735.29（KW）3台涡轮变矩器YB—900661.76（KW）2台泥浆泵3NB—F800588（KW）170.002台电动压风机2V9A—7/1255（KW）7m3/min自动压风机2V9A—7/1255（KW）7m3/min发电机12V—135200（KW）发电机200GF—1200（KW）振动筛2ZZS—D2×3（KW）17.001.5.2井身结构设计该地热井类型为三开直井，其地热井身结构设计主要参数详见表1.12，成井结构设计图见附图1—2。表1.12井身结构设计参数表回次钻头直径及钻进深度套管直径及下入深度井径（mm）深度（m）直径（mm）下入深度（m）一开444.5100339.7100二开311.2300271.1300三开215.92000139.719901.5.3钻井成井技术要求钻井技术要求防漏垮措施根据资料分析该地区地层为第三系、第四系，成岩性差、粘土含量高、砂层胶结程度差，泥质层易坍塌、造浆，因此在施工过程中，上部采用细分散聚合物钻井液，中下部采用不分散低固相聚合物钻井液，以保证孔内干净，无污染，无落物。防斜措施开钻前校正天车、大钩、转盘的位置，确保三点一线准确无误，0~300m井段坚持以不大于钻具重量75%或≤5吨的钻压进行吊打，下部井段始终保证以不大于钻具重量的60%的钻压进行钻进，确保井的垂直度。套管结构及滤水管为确保该井的使用寿命，对井管材料按照石油钻井规范对套管进行检查。全部滤水管均采用同批套管加工，其孔径、纵横向孔距等均按规范要求，孔隙度达18%~20%，外包40目和60目两种不锈钢网，并用铅丝缠绕，缠丝间距0.8~1.0mm，网、丝间加三道垫筋加焊而成。（详见表1.13）套管尺寸（in）133/8″103/4″51/2″井段（m）0~1000~300300~1990段长（m）1003001690钢级J55J55N80壁厚（mm）10.928.899.17扣型短圆短圆梯形单位重量（kg/m）89.066.429.76段重（T）8.919.9250.29机械强度抗滑扣（T）281.23204.12194.14抗外挤(MPa)117.4121.6548.4安全系数抗滑扣1.81.81.8抗外挤1.1251.1251.125表1.13套管主要技术指标4、成井技术要求成井是指完井（钻达设计井深）至完井（洗井结束