井身结构设计标准
1 设计依据
1.1钻井地质设计
1.1.1地层孔隙压力、地层破裂压力及坍塌压力剖面
1.1.2地层岩性剖面
1.1.3完井方式和油层套管尺寸要求
1.2相邻区块参考井、同区块邻井实钻资料
1.3钻井装备及工艺技术水平
1.4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、地下矿产采掘开采层深度、开发调整井的注水层位深度。
1.5钻井技术规范
2设计参数及取值范围
2.1根据当地统计数据分析确定
2.2取值范围
2.2.1抽汲压力当量密度b S 和激动压力g S 一般取3(0.0150.040)/g cm :
2.2.2地层破裂压力当量密度安全允许值f S 一般取30.03/g cm
2.2.3溢流允许值k S 根据井控技术水平确定，一般取3(0.050.10)/g cm :
2.2.4正常压力地层压差卡钻临界值n p ?，一般取(1215)MPa :，异常压力地层压差卡钻临界值(1520)MPa :
3设计约束条件
3.1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，见公式（1）。
max m p ρρρ≥+? （1）
式中：
m ρ——钻井液密度，3/g cm ；
max p ρ——裸眼井段最大的地层孔隙压力当量密度，3/g cm ；
ρ?——钻井液密度附加值，3/g cm 。
考虑地层坍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）。
(){}max max max max ,m p c ρρρρ=+? （2）
式中：
max m ρ——裸眼井段最大钻井液密度，3
/g cm ；
max p ρ——裸眼井段最大的地层孔隙压力当量密度，3/g cm ；
ρ?——钻井液密度附加值，3/g cm ；
max c ρ——裸眼井段最大地层坍塌压力当量密度，3/g cm 。
3.2最大井内压力当量密度
3.2.1正常作业时最大井内压力当量密度见式（3）。
max max bn m g S ρρ=+
（3） 式中：
max bn ρ——正常作业时最大井内压力当量密度，3/g cm ；
max m ρ——裸眼井段最大钻井液密度，3/g cm ；
g S ——激动压力当量密度，3/g cm 。
3.2.2发生溢流关井时的最大井内压力当量密度见式（4）。
max max m
ba m k x
D S D ρρ=+?
（4） 式中：
max ba ρ——发生溢流关井时的最大井内压力当量密度，3/g cm ；
max m ρ——裸眼井段最大钻井液密度，3/g cm ；
m D ——裸眼井段最大地层孔隙压力当量密度对应的顶部井深，m ；
x D ——裸眼井段最浅井深，m ；
k S ——溢流允许值，3/g cm 。
3.3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）。
ff f f S ρρ=- （5）
式中：
ff ρ——安全地层破裂压力当量密度，3/g cm ;
f ρ——地层破裂压力当量密度，3/
g cm ；
f S ——地层破裂压力当量密度安全允许值，3/
g cm 。
3.4约束条件
3.4.1压力平衡约束条件
裸眼井段内某一深度处的压力当量密度b ρ应小于或等于裸眼井段的最小安全地层破裂压力当量密度min ff ρ，见式（6）。
min b ff ρρ< （6）
式中：
b ρ——裸眼井段内某一深度处的压力当量密度，3/g cm ；
min ff ρ——裸眼井段最小安全地层破裂压力当量密度，3/g cm 。
3.4.2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n p ?或a p ?，见式（7）。
max min 0.00981()()m p n n a p D p p ρρ?=?-?≤?? （7）
式中：
p ?——钻井液液柱压力与地层孔隙压力最大压差，MPa ；
max m ρ——裸眼井段最大钻井液密度，3/g cm ；
min p ρ——裸眼井段正常或最小地层孔隙压力当量密度，3/g cm ；
n 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 ；
n p ?——正常压力地层压差卡钻临界值，MPa ；
a p ?——异常压力地层压差卡钻临界值，MPa 。
4必封点应考虑的因素
4.1易坍塌页岩层、塑性泥岩层、盐岩层、岩膏层、煤层等。
4.2裂缝溶洞型、破裂带、不整合交界面型漏失地层。
4.3含2H S 等有毒气体的油气层。
4.4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按规定执行。
4.5欠平衡压力钻井等特殊工艺井的技术要求。
5设计方法、步骤
5.1设计方法的选择
5.1.1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。
5.1.2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。
6套管与井眼间隙的选择
6.1选择原则
6.1.1开发井应满足油气开发的要求，生产套管尺寸根据生产层的产能、油管尺寸增产措施以及后期开发作业的要求确定。
6.1.2探井应满足顺利钻达设计目的层的要求。
6.2套管与井眼间隙的选择
6.2.1开发井由下而上、由里而外确定各层套管与井眼间隙。
6.2.2新探区的探井由上而下、由外而里确定各层套管与井眼间隙。
6.2.3套管与井眼间隙设计应保证套管安全下入并满足固井质量要求。
附录A 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。
A.2绘制地层孔隙压力当量密度曲线、地层破裂当量密度曲线、安全地层破裂压力当量密度值曲线。示例见图A.1。
当量密度，g/cm3
500
1000
15002000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
图A.1 压力当量密度曲线图示例
A.3确定井身结构设计参数。
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（有尾管）设计步骤见示例图A.3。
当量密度，g/cm3
0500
1000
15002000
2500
30003500
4000
4500
5000图A.2 自下而上技术套管（无尾管）设计步骤示例
A.4.1 根据压力当量密度曲线图中最大地层孔隙压力的当量密度，选择钻井液密度的确定方法并计算最大钻井液密度max m ρ。
A.4.2选择正常作业工况，用式（3）确定最大压力的当量密度max bn ρ。
A.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min ff ρ，
初选技术套管下入深度3D 。
A.4.4自横坐标上找到最小安全地层破裂压力当量密度，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的下入深度3D 。
A.4.5验证初选技术套管下入深度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差值p ?。
A.4.6根据以下原则确定技术套管下入复选深度21D 和技术套管下入深度2D ； a ）若()n a p p p ?≤??，则初选深度3D 即为技术套管下入复选深度21D ，需要进行溢流条件校核。
b)若()n a p p p ?>??，则技术套管下入深度应小于初选深度3D ，此时需用式（7）计算在n D 深度处压力差为()n a p p ??时允许的最大钻井液密度2max m ρ，用式（1）计算地层孔隙压力当量密度2max p ρ，并在横坐标上找到对应点引垂线与地层孔隙压力当量密度线相交，交点井深即技术套管下入深度2D ，需要进一步设计尾管。
A.4.7按溢流压井条件校核技术套管下入复选深度21D 处是否有压漏危险，即根据全井最大地层孔隙压力当量密度max p ρ对应的井深m D ，用式（4）计算21D 处最大井内压力的当量密度21max ba ρ。当21max ba ρ小于且接近21D 处地层安全破裂压力当量密度21ff ρ时，满足设计要求，221D D =，否则应增加技术套管下入深度再进行试算，并按A.4.5-A.4.6步骤校核是否发生压差卡钻，最终确定技术套管下入深度2D 。
A.4.8重复A.4.1-A.4.7步骤逐次设计其他各层技术套管，直至表层套管。