第四章生产套管及注水泥
油气井在建进过程中都要下入一层或多层套管，而用于最终开采油气的套管称为生产套管。生产套管的主要作用是保护井壁，封固和分隔各油气层，达到油气井分层开采、分层测试、分层注水、分层改造的目的。
生产套管要在油气田开发全过程中经受长期考验。在下套管及固井过程中，生产套管承受外挤力、内压力和拉伸载荷三种外载。采用射孔方法完井的生产套管，需承受射孔弹的大能量高温瞬时冲击载荷。在长期的油气开采过程中，除承受地层外挤力外，还可能经受长期高压注水、多次压裂酸化及各种腐蚀介质等考验，而经常造成生产套管变形、错断、破裂等事故，导致油气井不能生产，油气田不能正常开发。这一问题已引起了人们高度的重视。
按照完井工程的系统思路，在井身结构确定后，根据井别、油藏类型及岩性、油层物理性质、油层流体性质以及地应力等方面的资料进行生产套管设计工作。
第一节生产套管
一、生产套管设计的基本依据
1、安全准则
生产套管柱的设计原则是既安全又经济。即根据套管柱在井下的工况，建立套管强度与套管柱受力之间的平衡关系，确保安全第一。但是，在不同的工程和地质条件下，套管柱所受的外载是不相同的。例如，在井下的盐岩层对套管柱的外挤力将大大超过正常地层压力；压裂酸化时套管柱所承受的内压力与正常采油时的内压力就不相同；在易塌油层生产前期与生产中、后期对套管柱的外挤压力也不相同；同时，套管强度也是要发生变化的。在井下腐蚀性环境中，套管受到腐蚀后强度降低而产生破坏；在热采井中，高温蒸汽将导致套管反复伸张而降低强度；在水平井和大斜度井中，由于长期井下作业过程中的磨损也会降低套管强度；因此，生产套管柱设计的安全准则实施是有一定的技术性难度的。目前的解决办法，主要是按生产套管柱在井下最危险的工况来确定受力大小，进而采取合理的套管柱强度设计方法，确保套管柱的安全。
2、完井要求
由于射孔完井能最大限度地改善多层系储层的层间干扰问题，因此90%左右的油气井都是采用射孔完成的。由于射孔对生产套管的强度和使用寿命有一定影响，因此，应选用射孔后保持不裂或微裂的优质套管。
采用油管封隔器完井的气井，应考虑到长期开采过程中，由于封隔器失效或套管螺纹密封损坏，气体进入套管与油管环空，在这种情况下，生产套管将承受很高的内压力。因此，应严格进行生产套管抗内压强度校核。
目前广泛采用的油管输送射孔技术，为便于射孔联作，要求丢枪口袋长度达到50～100m左右，这远远大于10～15m口袋长度的一般规定。另外，对于出砂较为严重的油层应加长口袋，以便沉沙。稠油井的口袋也应加长，便于抽油泵下入口袋。还有蒸汽驱生产井，当蒸汽前沿突破稠油层后，不仅将稠油驱入井筒，而且还伴随着将大量的蒸汽和天然气也带入井筒。若将抽油泵下入口袋，则可利用油、套管环形空间放汽（气），从而可提高泵的充满系数。另一方面也增加了泵的沉没度，从而改善了抽油效果。低渗透油层，由于动液面低也应加长口袋，以便于增加抽油泵沉没度。考虑到上述情况，可以选择口袋长
度50～60m 或更长些，并应避免仅从减少工程先进造价的经济角度减短口袋长度。 3、开发要求
油气井的开采方式是由油、气藏的类型所确定的。对于各种油气藏类型，其地层流体的性质虽不尽相同，有的地层水的矿化度高。生产套管在与这些地层流体长期接触的过程中，加上井下高温、高压的影响，很容易产生腐蚀破坏。近年来，油气井生产套管腐蚀问题在我国一些油田日益严重，除直接增加了管材费用外，还影响到油气井的生产，造成巨大的经济损失。例如，中原油田地下水含盐量很高，总矿化度达30×104
mg/L,开发过程中只要哪一个生产环节对腐蚀问题稍加忽视，在生产中就会发生严重的腐蚀损坏。因此，
防止油气井生产套管的腐蚀破坏，延长油气井寿命已成为增加油气产量，降低生产成本，提高生产效益的重要问题。国外从50年代开始即着手调查和研究油气井套
管的腐蚀问题，并进行了机理分析和多种防腐试验，取得了良好的效果。
（1）腐蚀机理
油气田井下套管腐蚀主要的原因：根据金属电化学腐蚀原理，油田底水、边水或油层水的高矿化度水，有时超过30万mg/L ，天然气或伴生气含有H 2S,CO 2酸性气体，或硫酸盐还原菌等导致水性的pH 下降，促进氢的极化作用，使其腐蚀加剧，其主要原因： ①H 2S 腐蚀：H 2S 在油气田有水的条件和一定温度下，发生电化学反应 -++?HS H S H 2 +
+
+?2S
H HS
电离后的S 2+与钢材表面发生电子传递,使金属表面形成针孔、斑点、蚀坑，逐
渐造成局部减薄而剥蚀或穿孔；再就是氢脆，由于H 2S 在水中电化学反应而产生的H +
得到电子变成氢原子，渗入金属某些晶格缺陷或夹杂处，在该处集聚的氢原子结合成氢分子，体积急剧增大，在钢材内部产生巨大的内应力，使钢材内产生裂纹，使材料发脆
称之氢诱发裂纹（hic ）。如果钢材因热处理不当，冷加工和焊接残余应力等因素，加之氢脆因素则造成钢材的硫化物应力腐蚀破裂（sscc ）.
②CO 2腐蚀：油气田水中普通存在游离CO 2，游离CO 2的溶解度随CO 2分压增加而增大，在溶液中形成H 2CO 3，导致水的PH 值下降呈弱酸性，从而促进氢的去极化作用，腐
蚀速度则成倍增加，溶液中HCO 3-也是一个不稳定成分，它可以与CO 2互相转化，而且离解后产生H+和CO 32+
，H +
加速腐蚀，CO 32+
与Ca 化合结成垢。天然气中有时不仅含有CO 2还含有H 2S ，因此会产生H 2S 与CO 2综合性腐蚀，其特征表现为点蚀和脆性断裂。
③硫酸盐还原菌腐蚀：由于微生物的作用，对油气田的油套管和地面设施管线都引起腐蚀，油气田水中存在多种有害的腐蚀菌，其中硫酸盐还原菌是最重要的一种，是厌氧菌。其繁殖是有条件的，根据研究适宜细菌繁殖的PH 值在5～7、温度30～50℃，总矿化度1×104～6.6×104mg/L,在滞流区非常适宜细菌生长。硫酸盐还原菌引起金属腐蚀的过程如下
阳极反应 4Fe →4Fe 2+
+8e
水的电解 8H 2O →8H ++80H
-
阴极反应 8H +
+8e →8H
阴极去极化过程 SO 42-+8H →S 2-+4H 2O
腐蚀产物 Fe 2+
+H 2S →FeS
3Fe 2++6(OH)-→3Fe(OH)2 总反应 4Fe+SO 42-+4H 2O →3Fe(OH)2+FeS+2OH -
硫酸盐还原菌在其生命活动中，不仅因消耗氢而加剧氢的阴极去极化作用，而产生的
H2S又提供了一个新的腐蚀源，加速了铁的阳极溶解，其腐蚀物硫化铁具有导电性，又形成新的阳极，与铁形成强电偶，电位差可达0.4V，最终导致套管腐蚀由溃烂而穿孔。
从油气田套管和管材腐蚀因素分析，以上三个方面常常是在不同条件下以一种或二种为主的综合腐蚀，除此之外，O2、Cl2 等因素也会产生腐蚀。总之要根据油气田不同条件，具体情况具体分析。
（2）腐蚀形式
井下套管的腐蚀形式主要有二种，直接腐蚀和间接腐蚀。直接腐蚀发生在套管内壁及未封固段套管外壁。在这些地方，套管直接裸露在腐蚀介质中，从而产生各种腐蚀破坏。直接腐蚀具有较高的腐蚀速度。
间接腐蚀发生在封固段套管外壁。在这些地方，腐蚀介质通过水泥环裂隙与套管接触，从而产生各种腐蚀破坏。根据目前的研究认为，水泥封固段不能完全屏闭套管的主要原因有：
○1水泥石中存在原生孔隙。油井水泥水化后形成的水泥石，不同程度地具有原生孔隙，使其具有一定的渗透率。在这种情况下，腐蚀介质将透过水泥石的孔隙作用在套管外壁，产生腐蚀破坏。
○2固井质量不好。由于井下情况比较复杂，注水泥时受到各种因素的干扰，使得固井质量存在不同程度的问题。例如顶替效率不高而形成窜槽，套管的热胀冷缩特性导致水泥石与套管壁胶结强度下降等。在这种情况下，腐蚀介质将穿透水泥石中的通道与套管接触。
○3钝化膜被破坏。纯波特兰水泥的孔隙溶液中含有大量的Ca(OH)2(PH>10),能在套管上形成一层防止套管腐蚀的钝化膜。所以注水泥后的油井套管具有耐久性。当水泥石在与二氧化碳和水接触时，导致结垢（CaC03）.这样就直接破坏了钝化膜使套管暴露在含氯离子和硫酸根的地下水等电解质的腐蚀环境中。
○4水泥石破裂。水泥石与来自地下水或石膏层中的硫酸根作用，反应生成钙钒石。钙钒石生成过程的主要特点之一是其晶格比原化合物占据着更大空间，从而使纯水泥产生膨胀效应。这些钙钒石晶体能对已凝固的水泥施加340N/mm2的内压力，如果地层不能提供足够的外压防止水泥进一步膨胀（如遇裂缝性多孔石灰岩等），最终将使水泥石破裂。其结果是套管直接裸露在腐蚀性环境中，从而使腐蚀速度加快。
（3）防腐措施
保护套管的方法，应在提高固井质量的基础上，满足工况条件的强度下，采取如下措施
○1正确选用套管的材质。必须从腐蚀角度正确选用套管的材质。美国腐蚀工程师协会（NACE）认为，如果使用环境的气体压力等于或高于448.16kPa,而该气体中硫化氢分压大于0.34474kPa,则必须选用抗硫材料制成的套管，以阻止硫化氢腐蚀脆性断裂的发生。在API10种钢级的套管中，抗硫的有6种：H-40,J-55,K-55,C-75,L-80,C-90; 非API的有三种抗硫套管：S-80,SS-95,RY-85,目前美国、日本和德等国各大钢厂都有专用的抗硫套管，可视具体情况选用。在具有酸性气体（CO2）的高压井中，可选用抗腐蚀合金套管（CRA）。其中含有铬、钼及镍等元素。
○2改变环境。在含H2S的油气井开采过程中，为使套管不与H2S气体或腐蚀介质接触，可采用封隔器隔离的办法。将封隔器下在油气层顶部，油管柱连结在封隔器上。在套管环形空间灌注缓蚀剂，或通过油管柱上的缓蚀剂注入阀，循环注入缓蚀剂（参见图8-60），以保证套管安全。
实践证明，含H2S或CO2气体或含腐蚀性地层水的油气井注水泥时，水泥返高应比常规井要高，甚至返至地面，这样可大大减缓套管的腐蚀。
○3化学方法。化学方法包括使用缓蚀剂，杀菌剂和除氧剂。常用缓蚀剂有甲醛、有机胺、炔醇及磺酸盐等。
缓蚀剂：美国专利推荐用聚乙烯醇，纤维素烷基醚12～18个碳原子的脂肪酸钠防止套管腐蚀。
杀菌剂：在缺氧的情况下，套管严重腐蚀往往是由硫酸盐还原菌引起。它对腐蚀起了两重作用，既降低金属的氧化还原电位，同时产生腐蚀性的硫化氢。使用氨作为杀菌剂，在碱性环境下可起到抑制细菌的作用。
○4阴极保护。油田已广泛采用水泥上返封固主要含水层的保护措施，但仍不能杜绝套管的腐蚀。现在国外及我国大多采用套管阴极保护。套管阴极保护从电化学防腐方式可分为牺牲阳极和外加电流保护两种方法。从施工角度可分为三种：第一种是多井深阳极、单井深阳极保护；第二种是单井浅阳极保护；第三种是地面管线与套管联合保护，即区域性保护。应根据地区的具体情况来确定套管是否用阴极保护。这是一项长期措施，在油气井投产时即应应用。
二、套管类型及性能
1、尺寸系列
美国石油学会（API）已提出了套管尺寸系列标准，并为国际石油工业界所接受。各厂家生产的套管系列，主要根据API标准。非API标准套管由使用者向厂家提出特殊定货。
套管尺寸系列的API标准主要规定了三个方面的内容：
1）套管外径。套管外径从114.3mm(41/2in)到508mm(20in)共14个尺寸系列。对于生产套管，常用的套管外径为127.0mm(5in); 139.7mm(51/2in);177.8mm(7in);193.7mm(75/8in)等4个尺寸系列，有少数使用168.3mm(65/8in)的情况。
2）壁厚。对于同一套管外径，API标准规定了若干壁厚尺寸，组成不同的强度等级供选用。以139.7mm(51/2in)套管为例，API标准规定了5个壁厚系列：6.02，6.98，7.72，9.17，10.54mm，同时也可以单位长度的重量来表示套管的壁厚。
3）尺寸配合。尺寸配合体现在二个方面，一是套管与井眼的尺寸配合，二是上下级套管的尺寸配合。
套管与井眼之间应有合适的间隙。间隙过大会导致太大的井眼尺寸，增加钻井成本；间隙过小又会导致下套管及注水泥困难引起管外窜槽。目前国内外所生产的套管及钻头尺寸已标准系列化，套管与井眼的尺寸配合基本确定或在较小范围内变化。图4-1给出了套管和井眼尺寸配合选择表。使用该表时，先确定套管（或尾管）尺寸，即可根据表中箭头(实线为常用配合，虚线为不常用小间隙配合)，查得该尺寸套管入井时所要求的井眼尺寸，以及通过该尺寸套管允许下入的钻头尺寸，（下段井眼尺寸）例如177.8mm(7in)套管，下入时要求的井眼尺寸为215.9mm(81/2in)或222.3mm（83/4in）,允许149.2mm(57/8in)或155.6mm(61/8)钻头通过它形成下段井眼。
上下级套管的尺寸配合由于涉及的因素比较多，目前还没有合理的统一标准。我国生产现场大多采用127.0mm(5in),177.8mm(7in),244.5mm(95/8in)的上、下级套管尺寸配合。
生产实践证明，目前广泛采用的尺寸配合还存在一定的问题。例如，215.9mm（81/2in）井眼下177.8mm(7in)套管的尺寸配合为国内外一直沿用，但固井质量难以保证，应加装套管扶正器确保套管居中；177.8mm(7in)套管挂接127.0mm（5in）套管时，如果井眼为152.4mm （6in）,必须将井眼扩大才能保证固井质量。
2、钢级
由于套管的使用条件比较恶劣，对钢的质量要求很严，必须按专门标准或技术条件生产和检验。为确保套管质量，美国石油学会采取发放认可证的办法组织一些大型企业定点生产。目前经API认定的套管生产厂家如表4-1所示。
为了统一套管的强度特性，API Spec5CT规定了套管钢级标准。钢级由字母及其后的数码组成。字母是任意选择的，没有特殊的含义。数码则代表套管的强度特性。根据API标准规定，数码值乘以1000psi(6894.757kPa)即为套管以psi为单位的最小屈服强度。目前常见的有10种钢级的API标准套管，即H-40,J-55,K-55,N-80,C-75,L-80,C-90,C-95,P-110,Q-125.以N-80套管为例，钢级为N-80，
最小屈服强度为80000psi(562.4MPa).套管的强度特征与钢的成分、加工成型和热处理工艺有关。API标准只对钢级作了规定，管材的化学成分是由生产厂自行选定的。同样钢级，同样规格的管材，各生产厂所选定的钢种不一定相同。根据有关资料报道，高强度和超高强度套管多采用锰系，铬-锰-镍系，铬-锰-钒系等。
表4-1国外套管生产厂家及代号（商品号）
除上述API标准套管外，国外还研究和开发了满足特殊使用条件的非API标准套管，包括用于深井的超高强度套管、酸性环境用套管、高抗挤毁套管、用于低温油气井的高强度套管、耐二氧化碳腐蚀的套管、耐硫化氢和氯离子的套管等等。这些特殊套管的应用，相当程度上解决了深井，高压井，高腐蚀井，海洋和近海油气田，沙漠腹地油气田开发所面临的难题，为水平钻井，热采井等高新技术的推广打下基础。资料表明，特殊套管的使用比例正逐年提高。部分特殊套管用途见表4-2所示。
表4-2特殊套管适用范围
3、螺纹类型
套管螺纹及螺纹连接，是保证套管质量和强度的关键部分，因此提高套管螺纹加工质量及发展多种螺纹类型的趋势已成为必然。
套管螺纹的基本连接类型可分5类，其中属于API标准的有4类，即：短圆螺纹（STC）;长圆螺纹(LTC); 梯形螺纹（BTC）; 直连形螺纹（XL）。一些生产厂家推出的非API 标准螺纹称为特殊螺纹，另有专门代号加以区别。
为了满足高压井、深井、超深井、大斜度定向井和水平井、高腐蚀井油田开发需要，特别是对高压气井和热采井，API标准螺纹不能满足连接强度，磨损抗力和气密性等方面的要求，世界各国都在积极开发特殊螺纹连接的套管。目前这种特殊螺纹已发展到百余种，主要生产厂家数十个。但由于各种原因，仅有几种应用较广，生产量较大。主要有VAM,BDC，NSCC,NK系列，FOX,Hy dril等，其中VAM螺纹开发较早，应用量也较大。日本生产的VAM,NSCC,FOX,NK-3SB等特殊螺纹，近年来在我国试用，收到了较好的效果。
由于梯形螺纹具有较高的连接强度，几乎所有的特殊螺纹均采用梯形螺纹，只不过螺纹形状稍有差异。螺纹类型概况如表4-3所示。
表4-3套管螺纹类型概况表
对套管螺纹密封的机理研究已有显著的成果。理论分析表明，套管螺纹密封具有三种基本形式：
1）锥形螺纹。依靠螺纹金属压合，并以密封脂固体粒子充填间隙而密封。典型的例子是API圆螺纹，上螺纹时在公螺纹与母螺纹之间引起压配合。由于API螺纹制造的间隙允许公差0.076mm，使这种间隙存在于啮合面或螺纹顶与根之间，达不到金属对金属的密封。而螺纹仍能提供密封，主要是依靠螺纹密封脂所含的金属微粒产生的桥接，从而达到密封作用。
2）具有一定精度平滑面的金属对金属的封口式密封。大多数特殊螺纹采用这种密封形式。平滑金属对金属表面形成压力密封，这些螺纹设计均有较大间隙，螺纹没有防漏能力。但金属密封接触面设计精度很高，即使低扭矩也能产生高的支承应力而导致密封。
3）弹性密封。典型的是锥度螺纹及采用聚四氟乙烯密封环的密封。这是一种补充密封形式，主要用于防腐蚀。
对生产套管而言，只有当螺纹接头具有理想的密封性时，才能起到其预定的功能。套管螺纹密封取决于接触压力、接触表面形状及表面处理等因素，其影响规律相当复杂，难以利用理论分析方法进行定量描述。特别是在最近几年，气井数量增加，注气井或注蒸汽井也在增加，对套管螺纹的气密封提出了更高的要求。不少厂家为解决这个问题，在研制开发特殊螺纹的同时，对螺纹密封的基础研究也给予了足够的重视，研制了多种专用试验设备和装置，开展了广泛的影响规律研究，得出了一些具有实际意义的研究成果。
研究资料表明，为获得严密的螺纹密封，在采用合适的特殊螺纹基础上，需要注意两个方面的问题。一是螺纹的最佳上扣扭矩，二是选用合适的螺纹密封脂。
由于套管螺纹主要采用金属对金属的密封形式，则对上扣扭矩的要求比较严格。上扣扭矩不足，不能在金属接触面上产生足够的接触应力及接触面积，导致密封不严；上扭矩过大，又会在金属接触面上产生应变滑动，导致密封失效。API RPSCI标准推荐了不同尺寸，壁厚及钢级的圆螺纹套管的最佳上扣扭矩推荐值，可参阅有关的钻井手册。对于特殊螺纹，目前还没有提出最佳上扣扭矩值的范围，而是各生产厂家根据实验结果自行推荐。表4-4即为日
本NKK所推荐的3SB特殊螺纹上扣扭矩推荐值，可供参考。
表4-43SB特殊螺纹上扣扭矩值
注：带*号的尺寸：最大扭矩值为最佳扭矩的110%，最小扭矩值为最佳扭矩的90%。
其它尺寸：最大扭矩值为最佳扭矩的120%，最小扭矩值为最佳扭矩的80%。
油田试验结果已确实证明，单靠螺纹配合承受耐压密封是不可靠的，而应该涂上合适的螺纹密封脂。美国石油学会提出的有关密封脂要求的要点是：
1）在上紧时，必须有足够润滑特性，以防止螺纹连接出现粘扣。
2）在温度达到148.9℃时，不得变质也不得有根本性的体积变化。
3）在温度达到148.9℃时，不得变得过于液化。
4）在温度为148.9℃时，必须具有充分的密封作用以防泄漏。
5）性能必须稳定，不得由于蒸发或氧化而变得很干硬，从而改变其特性。
6）不易吸收水分。
7）必须含有惰性填料，能充分防止API圆螺纹套管和管接头出现泄漏。
8）在寒冷天气容易使用刷子涂抹。
从理论上讲，套管密封脂由三种合成物构成，即密封层能够形成耐压密封连接；
螺纹润滑剂能保证用合理的扭矩进行充分的连接上紧并防止螺纹粘扣或摩损；媒介物载体能保持上述这些组分处于悬浮状态，有助于它们附着在螺纹表面。这些组分看起来具有双重能力的功能。只是侧重面不同而已。
有关套管密封脂的功能和效果问题，贝克特（Beckert）和弗雷姆（Frame）指出，石墨润滑脂的润滑性能胜过锌基螺纹脂的润滑性能。兹韦费尔（Zweifel）指出铅、铜和石墨按一定比例组成的混合物在润滑和密封连接方面有很好的效果。为了获得有关组分对润滑和密封性能的影响及对密封脂稳定性影响的补充资料，一些著名的研究单位对典型的工业用密封脂进行了筛分实验。研究目的在于确定密封脂暴露在空气中与时间和温度对螺纹接头形成的密封以及润滑性能的影响等等。得到了许多有用的结果。例如实验表
明，基本上由分散在润滑脂中的锌粉末组成的密封脂往往不可能提供足够的螺纹润滑，也就不能提供永久性的防漏密封。锌颗粒看来是在各段连接接头的啮合螺纹面聚集，而不是全部连续地形成一个整体。又例如把石墨加锌密封脂里，可改善密封脂的润滑性能。然而在大多数情况下，这种成分不能改变密封特征。对这种情况下上紧的接头螺纹截面进行检查表明，在整个螺纹啮合面上，填料分布并不均匀，金属锌不能形成连续的均匀整体。这种现象对高压井接头泄漏的情况提供了一个合理的解释。
这些试验进一步指出，润滑脂作为螺纹润滑剂的价值并不大，它的主要作用是用来作为填料组分的分散介质即载体。因此，它必须能保持填料处于稳定的悬浮状态。而在均匀性方面因受温度影响对稠度有一些限制，要求在温度-17.8～48.9℃范围内，密封脂能用于涂刷，并能粘着在金属上，以防止密封脂在连接上紧时被抹掉。满足这些要求的媒介物有：由环烷基油和DowCorning硅液XF-60,用硬脂酸铝和凝胶类型的硅粉稠化物混合组成。包含3%～3.5%硬脂酸铝2.5%～3%硬脂酸锂的石油基润滑脂产品可用来作为合格的媒介物，但与硅液XF-60相比，对金属粘着性较差，对水分渗透的抗力也较差。但价格便宜，仍作为套管密封脂而广泛采用。
研究表明，由铝、锌、铜和石墨等混合物组成的惰性填料能提供充分的螺纹润滑，并形成长久性的抗漏密封。用这种螺纹密封脂上紧的接头经水压试验表明，密封的抗漏性并不随时间或温度的变化而大幅度变化。内部受到62～71MPa水压，时间长达65d以上的试验接头直到试验期结束后仍没有泄漏现象。将这些接头加热到182.2℃，保持21d 后也没有影响到其密封性。
据此，API现已提供了5种标准密封脂，见表4-5所示。
表4-5API标准密封脂
正确使用API标准密封脂，对改善套管螺纹密封性能是重要的。密封脂的选择，要根据井下条件，螺纹类型等多种因素综合考虑，确定最合适的密封脂型号。操作时要配合最佳的上扣扭矩值，才能收到最好的效果。
4、套管强度
套管本身具有一定的抵抗外载作用的能力，称为套管强度。在内压力作用下，套管的承载能力称为抗内压强度；在外压力作用下，套管的承载能力称为抗外挤强度；在轴向力作用下，套管的承载能力称为抗拉强度，也称为抗拉屈服强度。由于套管分为管体和接头两部分，故各部分的屈服强度是不相同的。
影响套管强度的因素很多，如钢材等级、制造精度、套管尺寸、壁厚、套管螺纹类型、连接方式、外载作用情况和破坏形式等。常用的办法是以大量试验数据为主，以理论分析为辅，结合工况，建立半经验半理论的统计规律，计算大平均套管强度。实践证明，这是一种行之有效的办法。API利用试验手段及方法，确定了API 标准套管的强度，并以公告的形式予以公布，极大地方便了使用。非API标准套管强度由厂家另行公告。
生产套管柱在井内一般处于复合受力状态，有的处于同时受外压力与轴向力联合作用；有的处于同时受内压力和轴向力联合作用。
根据材料力学第四强度理论，双向应力状态下套管强度的变化规律可用双轴应力椭圆来表示。变化后的套管强度称为双轴应力强度，它表征了套管在双向应力状态下的实际强度。通过分析发现：轴向拉力的存在会降低套管的抗拉强度，会对生产套管柱的安全带来不良影响。因此，在进行生产套管柱设计时，应对套管的双轴应力强度给予充分的考虑，具体的计算方法及过程可参阅有关专著。
三、生产套管柱强度设计
在进行生产套管柱强度设计时，要解决两个方面的主要问题：一是要对生产套管柱在井下的各种受力情况进行准确分析；二是要选择合适的强度设计方法。显然，受力分析愈准确，设计方法愈合理，生产套管管柱就愈安全，愈可靠。
1、受力分析
在生产套管柱入井，注水泥以及油气井生产的不同时期，套管柱的受力是变化的；在不同的地层条件和地质环境下，套管柱的受力是不相同的。但是经过长期的生产实践证明，虽然生产套管柱受力很复杂，仍归纳人为三种主要的基本载荷：内压力；外挤压力；轴向拉力。只不过在不同的条件下，作用机理及数值大小各不相同而已。要想对生产套管柱受力进行准确的分析，就应全面考查套管柱在各种情况下受力状态。目前的分析方法，主要是按最危险的工况来确定生产套管柱受力大小，抓住主要矛盾。
（1）内压力
生产套管所承受的内压力，主要来源是地层流体（油、气、水）压力以及特殊作业（如压裂酸化、挤水泥等）时所施加的压力。在暂不考虑管外液柱压力的前提下，任何井深处生产套管所承受的内压力可由下式计算：
p i=p s+p h (4-1)
式中p i-任一井深处压力，kPa；
p s-井口压力，kPa;
p h-任一井深处液柱压力；kPa.
在井眼一地层构成的联通系统中，内压力pi不但取决于地层压力，还与流体性质，完井方式，特殊作业等有关。生产实践最关注的是出现最大内压力的危险工况。
1）无封隔器开采的高压气井。在这种工况下，由于井内全部充满天然气，而气柱压力较低，因此高的井底压力能直接传递到井口，形成高的井口压力，使得生产套管承受高的内压力。根据理想气体状态方程，井口压力与井底压力的关系可用下式近似表达：
p s = p b/e(0.000111554GH) (4-2)
式中p b-井底压力，kPa;
H-井深，m；
G-天然气相对密度，如无资料，通常取甲烷气相
对密度0.55g/cm3.
井内任何井深处气柱压力可由下式计算:
p h=9.81r g Z (4-3)
式中Z-任一井深，井口为零，井底为H,m;
r g-气体平均密度，g/cm3.
将（4-2），（4-3）式代入（4-1）式，即可计算这
种工况下任何井深处压力p i.要指出的是，对于深井，
(4-2)式计算误差较大，可考虑选用真实气体状态方程。
2）带封隔器开采而气体进入环空的油气井。
典型结构如图4-2所示。若油气井生产初期油管螺纹漏失，或生产后期封隔器失效，高压天然气通过漏失处进入到油管与套管环空。在环空封闭条件下，气体滑脱上升到井口，仍保持原井底压力，使得井口压力升高，最终等于地层压力，即：
p s =p b (4-4)
如果忽略气柱压力，任何井深处液柱压力可由下式计算： p h =9.81r m （Z-V k α） （4-5）
式中r m -完井液密度，g/cm 3
;
V k -侵入井内的气体体积，m 3
;
α-换算系数，即1m 3
天然气在环空中所占的高度。
3）无封隔器进行压裂、酸化的油气井。在这种工况中，由于作用在井底的压裂压力高于地层破裂压力，因此井口压力必然升高，导致生产套管承受高的内压力。井口压力可由下式计算：
p s =p f -p h (4-6) 式中p f -地层破裂压力，kPa:
任一井深处液柱压力可由下式计算：
p h =9.81r m Z (4-7)
实际应用时，可根据具体条件选择接近的工况计算最大内压力。
（2）外压力
套管柱外压力主要由管外钻井液和水泥浆液柱压力，地层中的油、气、水压力及地层岩石侧压力所造成。由于油气井在不同的条件，不同的时间所处的工况各
相同，套管柱承受外压力的情况是比较复杂的，应当分别讨论。
1）一般情况。由套管内外压力平衡后形成的有效外压力可用下式计算。对于厚壁筒套
管：
)2/()(2
22R r R p p p i o o +-='
(4-8)
式中p o `-有效外压力，kPa.
对于薄壁筒套管：
i o o p p p -='
(4-9)
当r ≥t 时，有常用简化式：
i o p p p -='
0 （4-10）
在一般情况中，生产套管受外压力最危险的工况是油井生产末期，由于油气层压力枯竭，套管内压力下降，导致有效外压力上升，接近或等于套管外液柱压力。因此，为保证生产套管的安全，一般按套管内全部掏空套管外以钻井液液
柱压力来计算外压力。
H p p m o o γ81.9=='
（4-11）
2）特殊情况。生产实践表明，油气井投产后，长期的油气开采后原始地应力发生了变化，采用各种强化开采措施，又使得地层岩石侧压力急剧增加，再加上某些地层的固有性态，出现膨胀失稳塑性流动现象。上述特殊情况的产生，井内生
产套管的工作环境在不断恶化，承受的外压力不断增加。按一般情况计算的套管柱外压力，只能满足完井施工和常规采油过程要求，面对如此复杂的特殊情况显得偏小。大部分油气井
套管失效均由上述载荷引起，应当高度重视套管柱受力分析。特殊情况主要有以下几种：○1高压注水。注水是目前生产现场普通采用的油田开发措施之一。当注水压力达到或超过上覆地层压力时，大量高压水便窜入泥页岩隔层，地层界面破碎带和断层面，引起岩石性质及地质力学因素的变化，对生产套管产生超常外压力。主要表现形式为：泥岩吸水膨胀，产生蠕变或滑移挤压套管。此时，套管承受了全部岩层压力。含水量最高的是分散性蒙脱石，含分散性蒙脱石50%的泥岩，一般含水量可能大于10%.膨润土层含蒙脱石95%，含水量可达15%以上。因此，含蒙脱石量越高的泥岩井段，套管受挤压力的可能性也越大。显然，高压注入水串入泥岩后，造成泥岩吸水膨胀的含水量远远超过泥岩本身的含水量。因此，注入水窜入泥岩产生各种形式的侧压力，是套管受挤压的重要因素。
高压注水压开泥岩层原生微裂缝或隔层压通，由于“水楔”作用而形成对套管的挤压力。当这种力达到一定程度时，泥岩就发生蠕变，滑移而挤压套管。这种滑移同样先发生在构造顶部，倾角较大及断裂发育的区域。
注入水窜入泥岩的破碎带，促使泥岩碎块及硬透镜体沿水流方向“滑移”挤压套管。
以扶余油田为例，其青山口底界的泥岩不但裂缝发育，层理明显，而且菱铁矿硬夹层形成坚硬的“透镜体”。在注水压力作用下，坚硬“透镜体”与泥岩层碎块沿水流方向产生巨大的力。据计算，注水压力为7～7.5MPa时，受力面积为2m2的“透镜体”其力可达1400×103～1500×103kg,完全可以使套管受挤压发生弯曲，挤扁或错断。实际资料表明，在9口井中共取出套管3600m，油层以上套管变形32处，其中单侧挤扁，凹坑，轴偏移17处，错断4处，弯曲6处，半随圆及缩径5处。这些数据成为极有说服力的证据。
注入水窜入断层界面，层间摩阻降低使岩层滑移而挤坏套管。当断层面充有高压水时，断层面得到“润滑”，有利于断层活动。断层两侧地层压力不平衡，达到一定能量时断层就可能重新复活。以大庆油田为例：南1-3-35井1号断层是一条复活的断层。钻遇本断层的井有36口，1974-1980年套管损坏井达17口，其中5口井投产还不到半年套管就损坏，损坏点与断层深度一致。可见断层复活将对套管产生较大的挤压力。
○2盐岩“塑性流动”。盐岩层埋藏达到一定深度时，在上复地层压力作用下，就会产生“塑性流动”，使套管受到挤压。用纯盐在地面进行模拟试验的结果表明：常温下，在压力10MPa时就开始变形。也就是说，在井深450～500m时，盐岩就可以“流动”，墨西哥湾沿岸盆地是盐丘发育地区，钻遇盐岩层的深度大于3000ft(914m)时，若不下套管注水泥固井，那么盐岩井段就会自动闭合起来。
盐岩产生“塑性流动”的机理是比较复杂的，主要原因是岩石的蠕变特性，如图4-3所示。
盐岩的初始蠕变速率是很高的。一但井眼形成，盐岩即产生初级蠕变，有使井眼封闭的趋势。由于钻井过程中采用了合理的工程措施，如调整钻井液性能，多次划眼等，破坏了岩石的初级蠕变，保证了井眼安全，为后续工作（如固井，完井等）创造了条件。随着时间的推移，盐岩进入次级蠕变阶段，这时蠕变速率不大，不会对井内套管柱造成大的外压力，情况相对安全。当油气井投产一段时间后，盐岩进入第三级蠕变阶段，这时蠕变速率急剧增大，最终形成“塑性流动”，对井内套管作用了很大的外压力。这才是最危险的情况。
不同的岩石达到第三级蠕变阶段的时间各不相同。对于一些坚硬岩石，如石灰岩、砂岩等，次级蠕变阶段可以保持很长一段时间，因此难以出现“塑性流动”现象。而对于一些较软的岩石，如泥岩，页岩，特别是盐岩，次级蠕变阶段很短暂，很快进入到第三级蠕变阶段，产生“塑性流动”，挤压套管。
是否产生“塑性流动”现象还与构造所处的
大地应力有关。如果由于漫长地质年代的蠕变，
产生应力松驰效应，即距井壁处最大三轴应力点
一段距离的地方之轴应力基本为零，则岩石不会
产生“塑性流动”的现象。这就是一些套管穿过
盐层而没有受到超常挤压作用的原因。当然在正
常钻井条件下要达到应力完全松驰的状态毕竟
是很少有的。
○3疏松砂岩油层出砂。结构疏松的砂岩油
层在采油过程中发生出砂现象。；连续出砂使
地层出现空洞，破坏了井眼周围的正常应力分布，最终引起局部地层坍塌和下沉。由于地层出砂造成套管径向非均匀外挤压力，在地层上覆压力的联合作用下，套管将发生挤毁和错断。
例如，孤岛油田中34-6井于1975年10月转注作业，冲砂时漏失严重。冲至1188.51m遇阻，后下铅模至1188.59m，起铅模时带出一块长70mm,宽55mm的套管碎片，证实该井油层段套管由于出砂严重，承受过大外挤压力而损坏。
对于严重坍塌、膨胀、滑移或蠕动地层段，在一定条件下，垂直方向的岩层压力能全部加给套管。因此套管柱的外压力应按上覆岩层压力计算：
p o=G O H (4-12)
式中G O-上覆岩层压力梯度，取值范围为23～27kPa/m.
对于渗透性能良好的地层，在一定条件下，水平方向地层孔隙压力能全部作用在套管上。因此套管柱的外压力应按地层孔隙压力计算：
P O=P`OC (4-12)
式中P`OC –地层孔隙压力，kPa.
按特殊情况确定的套管外压力，比一般情况大得多。这必将导致选用的套管强度增加，费用增高，但从经济效果分析还是可行的。
（3）轴向力
套管柱轴向力主要由自重产生，同时还有井内钻井液浮力的作用，以及一些在特定条件下产生的附加轴向力。
1）套管自重产生的轴向力。套管自重所产生的轴向力，在套管柱上由下向上逐渐增大，至井口处为最大。设套管柱由n段套管组成，则在第i(i=1,2,……,n,从下往上)段套管顶部承受的轴向拉力为：
T i=∑T k=∑q k×L k （4-14）
式中T i-第i段套管顶部轴向拉力，N;
T k-第k(k=1,2,……i)段套管自重，N/m;
L k-第k段套管长度，m.
显然，在井口处T i=T n=∑Tk,即为全部套管自重之和；在最下端一段套管顶部处T i=T n=∑T k,即为第一段套管自重。上式可以方便地计算各段管顶部处所承受的轴向拉力。
2）浮力作用下的轴向力。套管柱在井中受钻井液浮力作用，轴向力分布要发生变化。根据阿基米德原理，浮力大小等于该深度钻井液柱压力与套管水平方向裸露面积之乘积，规定作用力的方向向上为负，向下为正。浮力作用下套管轴向力计算方法如图4-4所示。
由此可导出，在浮力作用下第i段套管顶部所受轴向力为：
T i=∑(T k±F k)=∑(q k×L k±p k×A k) (4-15)
式中T`i -浮力作用下第i 段套管顶部轴向力，N;
F k -第k 段套管台阶所受浮力，N;
P k -第k 段套管台阶处钻井液柱压力，Pa;
A k -第k 段套管台阶不平方向裸露面积，m 2
.
显然，在井口处即为最大轴向拉力，在套管底部即为最大轴向压力。
在确定轴向力时是否考虑浮力的作用，目前认识还不统一。有的认为在下套管或活动套管时，浮力被套管柱与井壁摩擦产生的附加拉力所抵消，故不考虑浮力的作用；有的认为浮力能准确计算，且与各井内钻井液密度有关，故应考虑浮力的作用。我国生产现场多采用不同的抗拉安全系数来区别浮力作用的影响。
3）井眼弯曲产生的轴向力。
套管下入到有一定井斜和曲率变化的井内将引起弯曲。因弯曲作用而在套管截面上产生不均匀的轴向力。
过大的弯曲变形引起的轴向力增加将降低套管连接强度，使螺纹密封失效。一种简单的算法是假设弯曲套管外侧弯曲正应力扩展到整个管截面，可按下列公式计算附加轴向拉力：
)10180/(6L A E T d ?=θπγ (4-16)
式中T d -弯曲引起的附加轴向拉力，kN
E-钢的弹性模数，E=2.1×108
kPa; r-套管半径，cm; L-弯曲段长度，m;
θ-井斜空间全角变化；
A-套管截面，cm 2
.
为了简化计算，常用25m 的井斜变化率代替空间全角变化θ，则上式变成： T d =0.0733DA α (4-17) 式中D-套管外径，cm;
α-井斜变化率，(°)/25m.
可以看出，在相同的井斜变化率α下，大尺寸套管的弯曲附加轴向拉力比小尺寸套管大；在同尺寸套管时，井斜变化率α越大，弯曲附加轴向拉力越大。在设计套管柱时，可由上式估算弯曲应力的作用，然后适当增加套管的抗拉安全系数。
普通圆螺纹套管抗拉的薄弱环节是外螺纹最末完全扣的扣根处。API 公报5C4列出了套管外螺纹联接强度与井眼曲率关系，可供查用。
4）注水泥过程产生的轴向力。
在深井或超深井注水泥过程中，由于注水泥浆量大，水泥浆密度比井内钻井液密度又大得多。在水泥浆还未返出套管鞋时，将使套管柱产生一较大的附加轴向拉力，可按以下近似公式计算：
4000/)(2πγγd h T m c c -= （4-18）
式中T c -水泥浆与钻井液密度差产生的附加轴向拉力，kN h-管内水泥浆柱高度，m;
r c -水泥浆密度，g/cm 3
;
r m-钻井液密度，g/cm3;
d-套管内径，cm.
当水泥浆将要返出套管鞋时，此项附加拉力达到最大值。此时套管柱设计中若考虑了钻井液浮力，按工艺要求又要活动套管，那就必须考虑此项附加轴向拉力。另一种情况是注水泥碰压时，所产生的水力冲击载荷将对套管作用附加轴向拉力。现推荐可用如下简化公式计算：
T ch=0.07854d2p b (4-19)
式中T ch-碰压引起的附加轴向拉力，kN
d-胶塞相碰处套管内径，cm;
p b-碰压时泵压增加值，Pa.
5)其它附加轴向力。
在下套管过程中冲击载荷产生的附加轴向力，它的大小是套管柱下放速度变化的函数；在下套管过程中遇卡或通过坍塌缩径地层时，由于井壁摩擦产生较大的附加轴向力；注水泥过程中套管往复运动刮泥饼时，可能产生较大附加轴向力等。以上附加轴向力变化很大，在套管柱设计中一般都包括在安全系数中了。
综上所述，生产套管在井中的受力状况是比较复杂的。对于能够准确计算的载荷，应当精心计算；对于目前还不能准确计算的载荷，在选择套管强度时要留有一定的余地，同时确定一个合理的安全系数，将那些不能准确计算的载荷作用包含在里面，确保套管柱在井中的安全。
2、设计方法
（1）设计系数
设计系数的确定直接关系到套管设计是否安全与经济。
1）抗内压设计系数。一般取1.0～1.1.AMOCO公司推荐取1.0，主要考虑以下理由：○1计算内压力的大小时，已经考虑了生产套管所承受的最大内压力情况。
○2计算套管外平衡压力时，没有考虑水泥环平衡内压力的有利因素。
○3套管抗内压强度计算公式中，考虑了12.5%的保险因素，抗内压强度值是偏保守的。
2）抗外挤设计系数。一般取1.0～1.1.AmoCo公司和我国四川气井中曾推荐，在水泥面以下的套管柱一般取设计系数0.85，在水泥面以上的套管柱一般取1.0.推荐上述值的主要理由是：
○1一系列室内和油田试验证明，套管外注水泥时，由于水泥支撑会提高套管抗外挤强度。
○2套管柱下部由于钻井液浮力作用，套管受压缩载荷，在压缩应力作用下会提高套管抗挤强度。
○3API公告给出的套管抗挤强度是最小值，而95%以上的套管会超过这个值。
3）抗拉设计系数。一般取 1.6.应根据螺纹类型不同，分别校核套管螺纹连接强度和套管本体抗拉强度。一般圆螺纹套校核螺纹连接强度，梯形螺纹或特殊螺纹套管校核本体屈服强度。
实际工作中的设计系数，设计时应根据上述原则和该地区实际经验来确定。若选用API 标准套管的强度达不到设计系数的要求，则需要考虑采用特殊套管柱结构（如双层套管），或专门订购高精度，特厚壁，特殊螺纹等高强度套管。
（2）套管选择
选择合适的套管是正确进行套管柱强度设计的基础。大量的API标准套管及非API 标准套管提供了优化选择的可能。在实际工作中多采用如下原则：
1）在情况允许的条件下，应尽可能选择低级套管，以期达到优化设计，节约成本的
目的。以K-55和C-75二种套管为例，相同尺寸、壁厚和螺纹时，K-55套管价格仅为C-75套管价格为1/3左右。
2）硫化氢气体对钢材有极大影响。在API标准套管中。有六种套管具有防硫化氢腐蚀的能力，它们是H-40,J-55,K-55,C-75,L-80,C-90.
3)在具有酸性气体（CO2）的高压井中，如四川地区的高压气井，需采用抗腐蚀合金套管（CRA）代替低碳钢套管。CRA钢中含有铬及钼、镍等元素。当然价格高，但总的来说，使用抗腐蚀套管的经济效益还是好的。
4）对于深井大尺寸套管柱，应选用特殊螺纹类型，如梯形螺纹等，增加螺纹的屈服强度，使之与套管本体屈服强度接近，以确保套管的安全。
5）在高压气井中，为防止套管螺纹连接处因密封不严而导致气体泄漏，应选用密封性以良好的特殊螺纹类型，如NK3SB型螺纹等，配合适当的密封脂，最大限度地减少气体泄漏造成的危害。
（3）设计过程
套管柱强度设计一般按下列步骤进行：
○1弄清对套管柱强度设计的基本要求，设计参数和施工参数；
○2根据套管柱的工作环境及库存条件，初步确定套管种类，螺纹类型；
○3根据外载荷进行套管抗挤强度设计，确定各段套管钢级和壁厚；
○4进行套管抗内压强度校核和设计；
○5进行套管抗拉强度校核和设计。
关于套管柱设计方法，一般在固井专著中都有详细的叙述，并有许多设计实例予以证实，这里就不再重复。有几点说明：
○1上述方法为常规套管柱设计方法，如遇复杂地区特殊情况，如盐岩层蠕变，注水压力窜通等，应重新考虑外挤压力的取值。有的地区甚至取上复岩层压力作为外挤压力标准，确保生产安全。
○2对热采井和地热井等特殊情况，需对固井后压力、温度等环境因素对轴向力变化的影响加以考虑；定向井还应对套管进行弯曲强度校核。
○3实际套管在井内处于三维应力状态，用二维应力模型来描述存在一定误差，特别是在深井的情况下，理论分析和计算实例表明二者结果相差约为5%.故在要求较高的井中可采用三维条件进行套管柱强度设计。
第二节注水泥
一、注水泥设计的基本依据
1、施工要求
固井质量的基本要求是：注水泥施工后形成一个完整的水泥环，使水泥与套管、水泥与井壁固结好，水泥胶结强度高，油气水层封隔好，不窜、不漏。要达到以上要求，就必须全面周密地考虑各种影响因素，精心设计、精心施工。一般可按如下程序进行：
1）根据地质及工程所提出的固井目的和要求，并依据已知井下条件参数及预计的参数，进行初步方案设计，包括选择水泥类型、确定水泥浆配方、进行流变和强度试验等项试验室工作。
2）获取井径资料，地层及油气层电测数据，实际钻井液性能，地层孔隙压力
和破裂压力，确定的套管下深和套管部件组合情况，规定的水泥应封隔位置等，进而用于注水泥设计。它包括实际注替水泥浆量、驱替钻井液流型、临界流速、临界排量、全过程的流动压力变化及时间计算等。由此校核注水泥的压力平衡和施工时间与水泥浆稠化时间的安全性。最后规定注入程序以及排量、压力控制等。
3）注水泥质量评价包括井温、声幅及变密度测井和套管试压。如果出现注水泥质量问题，还应采取相应的补救措施，如挤水泥等作业，确保油气井质量，满足各种增产措施实施的需要。
2、完井要求
水泥浆是由水泥、水、各种化学添加剂组成的具有一定密度的混合液体。不论何种注水泥方法，水泥浆必然接触油气层。由于水泥浆的滤失量较钻井液的滤失量大得多，因此水泥浆不可避免地对各类油气层都会造成不同程度的损害。关于水泥浆对油气层的损害机理已有很多研究成果，主要的可归纳如下：
1）水泥浆颗粒引起的损害。水泥浆中含有固相颗粒，其粒径5～30μm的约占总量的15%，因此水泥浆颗粒有可能进入油气层，并在孔隙中水化固结堵塞孔隙或喉道，也可能造成油气层的永久堵塞。
2）水泥浆滤液对油气层的损害。在注水泥时，一般情况下水泥浆液柱压力比钻井液柱压力大，所以对井底压差大。此外，水泥浆的滤失量也比钻井液大。在这种情况下，含有各种离子和高碱性的滤液更容易进入油层，加速粘土矿物的解理、分散和运移，降低了油气层的渗透率。
3）水泥浆滤液中无机物结晶沉淀对油气层的损害。由于水泥浆在水化过程中，将游离和溶解出大量的无机物离子。在静止状态下，由于高pH值的存在，这些离子以过饱和状态溶解在滤液中，进入油气层后，在一定条件下，将结晶析出或沉淀出结晶（沉淀）物，堵塞孔道，损害油气层。
研究表明，水泥浆对油气层的损害主要取决于控制水泥浆滤失量、完井液性能和液柱压差。
应注意改善完井液性能强化护壁作用，采用合理的压差避免注水泥漏失，提高水泥浆顶替效率等。这种综合措施的应用，已经取得了较为明显的效果。
3、油、气井开采要求
在油、气井长期生产过程中，水泥石所面临的环境也是十分恶劣的。为延长油气井的生产寿命，注水泥设计时应满足如下要求：
1）满足最小支持强度。水泥石的抗压强度与候凝时间有关，一般认为水泥石应在有效时间内至少达到3.5MPa的抗压强度才能进行投产作业。为达到这个目的，措施有提高尾随水泥浆密度、规定最少的候凝时间、降低候凝期间管内压力、适量的加入速凝剂。
2）提高热稳定性。水泥石在高温环境下会丧失强度，为避免这种情况出现，凡井下静止温度超过110℃时，均应加入硅粉或石英砂作热稳定剂。加入量一般控制在28%～40%，二氧化硅含量不少于90%.注蒸汽井应选用高温油井水泥。
3）增强抗腐蚀能力。选择合适的添加剂，或选用特殊水泥，尽可能减少腐蚀危害。
4）天然气井注水泥应考虑加防气窜剂，以防止窜槽。
二、水泥类型及性能
1、油井水泥
油井水泥含有四种主要的化合物：铝酸三钙C3A; 硅酸三钙C3S; B-硅酸二钙C2S; 铁铝酸四钙C4AF.它们在水化时对水泥物理性能将产生较大的影响，故称为水泥的“活性成分”。利用这种现象，可以人为地控制水泥中四种活性成分的比例，以及它们的细度大小，就能有效的改变油井水泥的基本性能。如表4-6所示.
表4-6油井水泥性能
2、API油井水泥标准
水泥的性能如流动性，凝结和稠化时间，强度及热稳定性等与其所处的温度，压力条件密切相关，尤其是温度的影响极大。为了适应变化，美国石油学会（API）油井水泥系列中有九种水泥可供选择使用。目前世界上已有40多个厂家按API标准生产油井水泥，使得API标准成为油井水泥向国际标准（ISO）过渡的主要基础。API标准油井水泥使用范围见表4-7.
表4-7油井水泥使用范围
近年来API标准又作了如下大的变动：一是取消了A-H级水泥特定的使用深度范围；二是取消了J级水泥。全世界统计表明，最普通使用的是G,H级水泥，其次加砂A，B，C级水泥，D，E，F级水泥现在很少使用。目前采用G，H级水泥加砂，加适当外加剂（主要是缓凝剂），就可以达到相当深井的水平；1988年我国制定和颁布了油井水泥标准（GB 1023）,1992年又制定和颁布了“油井水泥及外加剂应用性能”标准（SY 5546-92）。我国新的标准参照了API的新标准。
3、特殊水泥
近年来，生产现场还广泛应用一些不属于API标准，但对一些特殊情况又十分有效的油井水泥，称为特殊水泥。
（1）纤维水泥
众所周知，水泥环的射孔损伤问题是十分严重的。纤维水泥就是一种能减少射孔损伤的弹性水泥，具有良好的变形恢复力，并能抗冲击。美国Hulliburton公司作了一个对比试验：以相同的方式对二组23/4in的水泥养护试件加以破坏，采用相同的加载速率，纯水泥试件崩裂成碎块，而纤维水泥虽然试件变形达1/4in（占总高度的6.23%），却未发生破裂，说明纤维水泥具有很好的韧性。纤维水泥实质上是一种掺入高强度合成纤维的水泥。由于纤维的加入，不仅导致增加水泥石的强度，同时也改变了水泥石的弹性。当应力作用在水泥石上时，
完井技术国内外发展现状分析 第1章前言 1.1 现代完井技术发展现状 完井工程是衔接钻井和采油工程而又相对独立的工程，是从钻开油气层开始，到下套管注水泥固井、射孔、下生产管柱、排液，直至投产的一项系统工程。完井设计水平的高低和完井施工质量的优劣,对油气井生产能否达到预期指标和油田开发的经济效益有决定性的影响。 近十多年来,国内外完井均有了较快发展,并已发展成为独立的学科。除常规井完井技术日益完善外,其他特殊井完井也得到了很大发展,如水平井完井、复杂地质条件下的完井、小井眼完井、分支井完井、深井超深井完井、现代智能完井、膨胀管完井等。国内在完井技术方面虽然取得了一些进步,但是与国外相比,完井技术还有很大差距,特别是在不同储层选择合适的完井方式、水平井完井、欠平衡井完井、小井眼完井、分支井完井,从而影响了油气井的产量及经济效益。 1.2 本文的主要研究内容 1．查阅现代完井技术方面的文献，对各种完井技术现状进行综合性分析： (1)射孔完井技术； (2)割缝衬管完井技术； (3)砾石充填完井技术； (4)膨胀管完井技术； (5)封隔器完井技术； (6)智能完井技术。 2. 调研国内外最新完井技术现状，重点分析国内外现代完井技术现状、最新进展、应用成果以及发展趋势等,并对国内完井技术方案实施的可行性和完井技术的研究方向作初步预测和探讨。
第2章常规完井技术 完井方式的选择主要是针对单井而言。虽单井属于同一油藏类型，但是所处构造位置不同，所选定的完井方式也不尽相同，如油藏有气顶、底水，若采用裸眼完成，技术套管则应将气顶封隔住，再钻开油层，而不钻开底水层。若采用射孔完成，则应避射气顶和底水。又如油藏有边水，套管射孔完成时，油田开发要充分利用边水驱动作用，避射开油水过渡带。下面主要介绍常用的几种常规完井方式[1]。 2.1 裸眼完井技术 裸眼完井方式分先期裸眼完井方式、复合型完井方式和后期裸眼完井方式三种。 先期裸眼完井方式（如图2-1）是钻头钻至油层顶界附近后，下套管柱水泥固井。水泥浆上返至预定设计高度后，再从套管中下入直径较小的钻头，钻穿水泥塞，钻开油层至设计井身完井。 复合型完井方式（如图2-2）是指适合于裸眼完井的厚油层，但上部有气顶或顶界邻近又有水层时，可以将技术套管下过油气界面，使其封隔油层的上部，然后裸眼完井，必要时再射开其中的含油段。 后期裸眼完井方式（如图2-3）是不更换钻头，直接钻穿油层至设计井深，然后下套管至油层顶界附近，注水泥固井。固井时，为防止水泥浆损害套管鞋以下的油层，通常在油层段垫砂或者换入低失水、高粘度的钻井液，以防水泥浆下沉。 图2-1 先期裸眼完井示意图 1—表层套管 2—生产套管 3—水泥环 4—裸眼井壁 5—油层
第八章完井设计 8.1 海洋完井工程的原则与操作程序 完井，顾名思义指的是油气井的完成，科学地讲是根据油气层的地质特性和开发开采的技术要求，在井底建立油气层与油气井井筒之间最合理的连通渠道或连通方式，也包括确定最合理的井筒尺寸。 1、海洋完井工程的原则 （1）尽可能减少对油气层的伤害，使油气层自然产能得以更好地发挥； （2）提供必要条件来调节生产压差，从而提高单井产量； （3）有利于提高储量的动力程度； （4）为采用不同的采油工艺措施提供必要的条件，方便于长期的采油，并有利于保护套管、油管，减少井下作业工作量，延长油气井寿命。 （5）近期和远期相结合，尽可能做到最合理的投资和操作费用，以海洋油气田开发的综合经济效益最高为目标。 2、海洋完井工程操作程序 如图8-1所示。首先，在方案设计阶段，要在勘探以及探井所取得的油气藏资料的其体下进行地质开发方案设计，在此基础上进行的完井工程方案设计是为了确保地质开发方案的顺利实施并满足地质开发方案的要求。完井工程方案确定后，再进行钻井工程方案的设计，而钻井工程方案必须确保完井工程方案的实施并满足完井工程方案的要求。其次，在实施阶段，则是先进行钻井，然后进行完井，建好井后交生产部门，油气井进入开发阶段。 图8-1 海洋完井工程操作程序
8.2 井眼力学稳定性和出砂判定 8.2.1井眼力学稳定性判定 海洋完井方法包括：海洋裸眼系列完井、分段完井、水平井均衡排液完井、分支井完井、大位移完井、深水完井、智能完井。其中只有裸眼完井不具备有支撑井壁的功能，而其它的完井方法均具有支撑井壁的功能。但由于裸眼完井的优点突出，在选择完井方法时，需要考虑是否满足裸眼完井的条件。生产过程中井眼的力学稳定性判断的目的就是要判定该井是采用能支撑井壁的完井方法还是裸眼完井。 井眼的稳定性受化学稳定性和力学稳定性的综合影响。化学稳定性指油层是否含有膨胀性强容易坍塌的黏土夹层、石膏层以及盐岩层。这些夹层在开采过程中，遇水后极易膨胀和发生塑性蠕动，从而导致油层失去支撑而垮塌。 采用Mohr-Coulumb剪切破坏理论判断井眼力学稳定性，不考虑热应力的影响，按照忽略中间应力的Mohr-Coulumb剪切破坏理论，作用在岩石最大剪切应力平面上的剪切应力和有效法向应力为： τmax= σ1?σ2 σN=σ1+σ3 ?p s 式中τmax——最大剪应力，MPa； σN——作用在最大剪切应力面上的有效法向应力，MPa； σ1——作用在井壁岩石上的最大主应力，MPa； σ3——作用在井壁岩石上的最小主应力，MPa； p s——地层空隙应力，MPa。 根据直线剪切强度公式，计算井壁岩石的剪切强度，即： τ=C?+σN tanφ C?=1 2 σc?σt φ=90°?arc cos σc?σt σc+σt 式中τ——油层岩石的剪切强度，MPa； C?——油层岩石的内聚力，MPa； φ——油层岩石的摩擦角，（?）； σc——油层岩石的单轴抗压强度，MPa； σt——油层岩石的单轴抗拉强度，MPa； σN由式（8-1）计算出的有效法向应力，MPa。 式（8-2）表明，只要已知油层岩石的单轴抗压强度σc和抗拉强度σt，便可以计算出油层岩石的剪切强度τ。若由式（8-2）计算出的油层岩石剪切强度大于由式（8-1）井壁岩石最大剪切应力，即τ>τmax，表明不会发生井眼的力学不稳定，可以采用裸眼完井方法；反之，将发生井眼的力学不稳定，即有可能发生井眼坍塌，因而不能采用裸眼完井方法，必须采用支撑井壁的完井方法。计算 得到τmax=σ1?σ2 2 =0.173MPa，τ=C?+σN tanφ=3.5028MPa，显然 τ>τmax，此时井壁稳定。详细计算见附录。 8.2.2 出砂判断
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中国石油大学（北京）远程教育学院《完井工程》标准答案 期末复习题 一、名词解释 1. 泥侵：钻井液中的固相物质侵入储层的现象 2. 井身结构：主要包括套管层次、每层套管的下入深度以及套管和井眼尺寸配 合。 3. 后期裸眼完井：先用符合打开油气层条件的优质钻井液钻开油气层，再下入油 层套管固井在油气层之上固井的完井方法。 4. 射孔孔眼参数：主要包括孔眼深度、孔眼密度、孔眼直径和孔眼相位。 5. 石 油井口装置：主要指套管头、油管头和采油(气)树三大部分。 6.地应力：岩层内部产生反抗变形、并作用在地壳单位面积上的力 7.水浸：钻井液中自由水侵入储层的现象。 8.水灰比：水与干水泥重量之比。 9.水泥浆稠化时间：水泥浆从配制开始到其稠度达到其规定值所用的时间。 10.窜槽：水泥浆不能将环空中钻井液完全替走，而使环形空间局部出现未被水泥浆封固 住的现象。 11.射孔：射孔枪在油层某一层段套管、水泥环和地层之间打开一些孔道，使地层 中流体能流出。
12.正压射孔：通常井筒内液柱压力高于或近似等于地层压力，称为正压射孔或平衡射孔。 13.完井：完井是使井眼与油气储集层（产层、生产层）连通的工序，是联系钻井和采油生产的一个关键环节。 14. 出砂：是由于油气井开采和作业等综合因素造成井底附近地层破坏，导致剥落的地层砂随地层流体进入井筒，而对油气井生产造成不利影响的现象。 15.砂桥：地层砂粒或充填砂粒在炮眼周围构成的圆拱结构。 16.端部脱砂：使携砂液于裂缝端部位置发生桥塞，裂缝净压力急剧升高，从而导致裂缝宽度增加。 二、判断正误（正确的打√，错误的打×） 1. 地应力是地壳外部作用力（×） 2. 轴向拉力作用下，套管的抗外挤强度提高（×） 3. 套管柱的设计通常是由下而上分段设计的（√） 4. 通常用套管的抗滑扣力表示套管的抗拉强度（√） 5. 中间套管的作用主要是封隔地表浅水层及浅部疏松和复杂层安装井口（×） 6. 固井时前置液的作用是将水泥浆与钻井液隔开（√） 7. 无枪身射孔器的使用容易受到井下温度、压力的影响（√） 8. 铅模通井应该快速下钻（×） 9. 套管头用来安装采油树的井口装置（×）
第一章、绪论 第一节、钻井完井工程在石油工业中的地位 石油和天然气作为世界上的主要能源和优质化工原料，是当今社会经济发展中重要的生产力要素之一。目前，世界能源消费的结构比例为：石油40％，天然气22.9％，煤炭27.4％，核能7.1％，水电2.5％，石油和天然气的比例占到世界能源消费的62.9％。一个国家对石油和天然气的拥有量和占有量已成为综合国力的重要标志。石油在一个国家的国民经济中的地位和作用是非常重要的，它对于经济、政治、军事和人民生活都有极大的影响。 石油工业是从事石油勘探、石油开发和石油加工的能源和化工原材料生产部门。钻井是石油勘探、石油开发的一个非常重要的环节和手段。在世界范围内，油田在石油勘探阶段的总投资中钻井的费用达到55%—80%，在石油开发阶段的总投资中钻井的费用超过50%，从中可见钻井工作所占的比重。一个国家在钻井技术上的进步程度，往往反映了这个国家石油工业的发展状况，因此，许多国家竞相宣布本国钻了世界上第一口油井，以显示他们在世界石油工业发展史曾经做出的贡献和所处的地位。 石油勘探有多种方法，但钻井是最重要也是最终判断地下是否有油的手段。当一个地质圈闭经钻探并获得了有工业开采价值的油气流后就算找到了一个油田。下一步的工作就是进一步搞清楚这个油田的具体范围和出油能力。因此，在钻探过程中发现油气后，就应立即查清油层的层数、深度、厚度，并要搞清油层的岩性和其他物理性质，还要对油层进行油气生产能力的测试和原油性质的分析，然后再进行扩大钻探，进一步探明圈闭含油气情况，算出地下的油气储藏量有多少。这样，对一个油田来说，它的初步勘探工作才算结束。通过地质勘探，发现有工业价值的油田以后，就可以着手准备开发油田的工作了。 油田开发是指在认识和掌握油田地质及其变化规律的基础上，在油藏上合理的分布油井和投产顺序，以及通过调整采油井的工作制度和其它技术措施，把地下石油资源采到地面的全过程。油田从详探到全面投入开发的工作顺序一般为：在见油的构造带上布置探井，迅速控制含油面积；在已控制的含油面积内，打资料井，了解油层的特征；分区分层试油，求得油层产能参数；开辟生产试验区，进一步掌握油层特性及其变化规律；根据岩心、测井和试油、试采等各项资料进行综合研究，作出油层分层对比图、构造图和断层分布图，确定油藏类型；油田开发设计；根据最可靠、最稳定的油层钻一套基础井网，钻完后不投产，根据井的全部资料，对全部油层的油砂体进行对比研究，然后修改和调整原方案；在生产井和注水井投产后，收集实际的产量和压力资料进行研究，修改原来的设计指标，定出具体的各开发时期的配产、配注方案。由以上油田的开发工作顺序可知，油田开发可以说是用钻井的办法证实油气的分布范围，并且有井可以投入生产而形成一定生产规模。 在石油勘探、开发各个阶段的共同特点是都要钻井。如在地质普查阶段，为了研究地层剖面，寻找储油构造，要钻地质井、基准井、制图井、构造井等。在区域祥探阶段，为了寻找油气藏，并详细研究其储量、性质，要钻预探井、详探井、边探井等。在油田开发阶段，为了把石油、天然气开采出来．更需要钻井，如生产井、注水井、观察井等。石油钻井类型按性质和用途一般分为： 地质探井（基淮参数井）。是指在很少了解的盆地和凹陷中，为了了解地层的沉积年代、岩性、厚度、生储盖层组合，并为地球物理解释提供各种参数所钻的井。 预探井。在地震详查和地质综合研究基础上所确定的有利圈闭范围内，为了发现油气藏所
《现代完井工程》 学号：2007010038 姓名：方世跃学院：能源学院 导师：王洪辉攻读学位：博士年级：2007级 完井工程（Well Completion）,过去都认为是钻井工程的最后一套工序，在1997年我国首次向世界石油工业提出完井工程的新概念，其中包括完井工程的定义、内容、工程系统以及完井工程与钻井工程及采油工程的关系，真正建立起现代完井工程系统。所谓完井工程是衔接钻井工程和采油工程而又相对独立的工程，是从钻开油层开始，到下套管、注水泥固井、射孔、下生产管柱、排液，直至投产的一项系统工程[1]。 完井工程的工程目的主要为： 1、尽可能减少对储集层的伤害，保护储量，使油气层自然产能能更好发挥 2、提供必要条件调节生产压差，从而提高单井产量 3、有利于提高储量的动用程度 4、为采用不同的采油工艺技术措施提供必要的条件 5、有利于保护套管、油管，减少井下作业工作量，延长油气井寿命 6、近期与远期结合，尽可能做到最低的投资和最少的操作费用，有利于提 高综合经济效益。 完井工程系统内容主要有：岩心分析及敏感性评价、钻井液选择、完井方式与方法、油管及生产套管尺寸的选定、生产套管设计依据、注水泥设计依据、固井质量评价、射孔及完井液选择、完井的试井评价、完井生产管柱、投产措施等。 限于篇幅的原因，本文只论述水平井完井的部分关键技术问题。 一、钻井液 近两年来，国外泥浆技术发展较快。有些研究有新的突破，还研制出一些新型泥浆。解决了一些过去难以解决的钻井问题，降低了钻井成本，提高了钻井效率。分3个方面介绍一下近两年来泥浆技术的新进展。 1、水平井泥浆技术发展较快[2] （1）生物聚合物泥浆 近年来水平井已成为全世界石油工业界公认的一次革命。水平井的钻井数量猛增。随着水平井的发展，也遇到了与泥浆有关的问题。例如，用普通钻井液打水平井时会发生井眼清洁不充分，润滑性差和地层损害等问题。为解决这些问题，Kelco油田集团研制成功了一种天然聚合物泥浆。泥浆中的增粘剂Xanvis 是一种生物聚合物。这种泥浆的主要组分有Xanvis、盐、加重材料、降失水剂、pH值控制剂、杀菌剂、防腐剂和解絮凝剂等。这种泥浆具有携屑和悬浮能力强、润滑能力好和对地层无损害等特点。在美国和其他国家，用这种泥浆打水平井取得了良好的效果。 (2)合聚乙二醇的磺化聚乙烯共聚物泥浆
现代完井工程 目录 总论 (1) 第一章完井工程基础 (8) 第二章完井方式选择 (35) 第三章完井液和射孔液. (61) 第四章生产套管及注水泥. (89) 第五章射孔 (131) 第六章油气井增产 (173)
总论 完井(Well Completio n)工程的概念随着科学技术的发展在不断充实、完善和更新。勘探井和油田开发井都需要完井，也都涉及完井工程问题。本书主要是论述油田开发的完井工程，其中某些发面也可供勘探井完井参考。 美国，前苏联和我国过去的完井工程的概念一般都认为是钻井工程的最后一道工序，即钻完目的层后下套管、注水泥固井(或包括射孔) 完井。但近年来，石油工作者在不少领域中应用了新工艺、新技术，为此加深了油气层层内的微观认识，而采取了保护油层的措施。与此同时，采用了不同方式完井，提高了油气井完善程度。由于这两个方面的技术进步，其结果是提高了油气井的单井产量。完井工程已经不仅仅是下套管注水泥固井，而是与油气井产能的提高攸攸相关，这是现代的完井工程的新概念，从而拓宽了完井范畴。但是现代完井工程定义是什么？究竟包括哪些内容？它与钻井工程和采油工程的关系是什么？这在国内、外至今尚无系统的概念和明确的定义。本书拟系统论述完井工程的定义、内容以及其与钻井工程和采油工程之间的关系，以使完井工程更加科学化、系统化，更具有实用性和操作性。 1.完井工程定义 完井工程是衔接钻井和采油工程而又相对独立的工程，是从钻开 油层开始，到下套管注水泥固井、射孔、下生产管柱、排液， 直至投产的系统工程 2.完井工程的理论基础
1）通过对油、气层的研究以及对油、气层潜在损害的评价要求从钻开油层开始到投产每一道工序都要保护油、气层。尽可能减少对储层的损害，形成油、气层与井筒之间的良好的连通，以保证油、气层发挥其最大产能。 2）通过节点分析，充分利用油、气层能量，优化压力系统，并根据油藏工程和油田开发全过程特点以及开发过程中所采取的各项措施，来选择完井方式及方法和选定套管直径，为科学地开发油田提供必要的条件。 3.完井工程的内容 （1）岩心分析及敏感性分析 根据勘探预探井或评价井所取的岩心，进行系统的岩心分析和敏感性分析，并根据实验分析的结果，提出对钻开油、气层的钻井液，射孔液，增产措施的压裂液、酸液，以及井下作业的压井液等的基本技术要求。 岩心分析及敏感性分析项目如下： 1）岩心分析：常规分析、薄片分析、X 射线衍射（XRD）、电镜扫描（SEM）。 2）敏感性分析：水敏、速敏、酸敏、碱敏、盐敏。 （2）钻开油层的钻井液 钻井液的选择，主要是考虑如何防止钻井液的滤液侵入油层而造成油层的损害，同时又考虑到安全钻进的问题，如钻遇高压层、低压层、漏失层、岩盐层、石膏层和裂缝层时的钻井液，根据测井资料、岩心分
作品简介 本次钻完井设计研究目标为以直井W10为基础钻一孔侧向水平井，且要求穿过靶点1和靶点2，难点在于靶点1、靶点2与直井W10不在一个平面内。本设计在完成设计要求的前提下提出了一套有效、安全、经济的设计方案。 （1）井眼轨道设计 侧井采用两段式井眼剖面轨道，绘制了井眼剖面图。 （2）井身结构设计 设计了满足压力约束条件的井身结构，绘制了井身结构示意图 （3）钻井液设计 选择了各井段钻井液体系，确定了各井段钻井液配置，针对储层性质，提出了完井液的储保护措施 （4）钻柱设计 钻具组合必须满足剖面设计要求，以充分提高钻井速度。 （5）机械破碎参数设计 适应地层特点，提高效率。 （6）固井与完井设计 得到各层套管固井设计结果，确定了各层套管固井施工程序。 （7）HSE 要求 确定了HSE 管理体系中有关健康、安全、环保的有关要求。
钻完井工程设计 第1章地质概况 1.1自然地理概况 现有XXX 油田某区块，W1-W8 为8 口生产井，已经投入生产多年，目前开发面临着诸多问题。W9、W10 为评价井。W1-W8中，仅W7 曾经进行过强化注水。10 口井井位大地坐标见表1-1，井位分布见图1-1。该区域地势比较平坦，主要地貌为波状起伏的低平原，海拔高度在131.77m-141.93m。境内无山岭、丘陵和河流，而多自然泡泊，排水不畅。夏季雨热同期，冬季寒冷漫长，气温变化急剧且多风沙。年平均气温3.4℃，一月份平均气温-19.1℃，七月份平均气温22.9℃，最高气温37.4℃，最低气温-36.2℃。年降雨量445mm 左右，降水主要集中在夏季，属于北温带大陆性季风气候。该区周围有居民点，附近有铁路穿过，交通便利。移动、联通网络均覆盖该地区，通讯发达。该区域生产井集输管网拓扑结构如图1-2 所示 表1-1 W1-W10 井位大地坐标 井号Y（m）X（m） W1110235201007920 W2110234191008309 W3110233321008646 W4110232271009067 W5110232771007249 W6110230801008020 W7110228801008798 W8110228251009439 W9110228261010300 W10110232571010200 图1-1 XXX 油田某区块井位分布图
中国石油大学（北京）远程教育学院《完井工程》标准答案 期末复习题 一、名词解释 1. 泥侵：钻井液中的固相物质侵入储层的现象 2. 井身结构：主要包括套管层次、每层套管的下入深度以及套管和井眼尺寸配合。 3. 后期裸眼完井：先用符合打开油气层条件的优质钻井液钻开油气层，再下入油层套管固井在油气层之上固井的完井方法。 4. 射孔孔眼参数：主要包括孔眼深度、孔眼密度、孔眼直径和孔眼相位。 5. 石 油井口装置：主要指套管头、油管头和采油(气)树三大部分。 6.地应力：岩层内部产生反抗变形、并作用在地壳单位面积上的力 7.水浸：钻井液中自由水侵入储层的现象。 8.水灰比：水与干水泥重量之比。 9.水泥浆稠化时间：水泥浆从配制开始到其稠度达到其规定值所用的时间。 10.窜槽：水泥浆不能将环空中钻井液完全替走，而使环形空间局部出现未被水泥浆封固住的现象。 11.射孔：射孔枪在油层某一层段套管、水泥环和地层之间打开一些孔道，使地层中流体能流出。
12.正压射孔：通常井筒内液柱压力高于或近似等于地层压力，称为正压射孔或平衡射孔。 13.完井：完井是使井眼与油气储集层（产层、生产层）连通的工序，是联系钻井和采油生产的一个关键环节。 14. 出砂：是由于油气井开采和作业等综合因素造成井底附近地层破坏，导致剥落的地层砂随地层流体进入井筒，而对油气井生产造成不利影响的现象。 15.砂桥：地层砂粒或充填砂粒在炮眼周围构成的圆拱结构。 16.端部脱砂：使携砂液于裂缝端部位置发生桥塞，裂缝净压力急剧升高，从而导致裂缝宽度增加。 二、判断正误（正确的打√，错误的打×） 1. 地应力是地壳外部作用力（×） 2. 轴向拉力作用下，套管的抗外挤强度提高（×） 3. 套管柱的设计通常是由下而上分段设计的（√） 4. 通常用套管的抗滑扣力表示套管的抗拉强度（√） 5. 中间套管的作用主要是封隔地表浅水层及浅部疏松和复杂层安装井口（×） 6. 固井时前置液的作用是将水泥浆与钻井液隔开（√） 7. 无枪身射孔器的使用容易受到井下温度、压力的影响（√） 8. 铅模通井应该快速下钻（×） 9. 套管头用来安装采油树的井口装置（×）
《采油工程方案设计》综合复习资料参考答案 一、名词解释 1．油气层损害2．吸水指数3．油井流入动态 4. 蜡的初始结晶温度5．面容比 6.化学防砂 7. 破裂压力梯度8.财务内部收益率9.油田动态监测 10. 单位采油（气）成本 二、填空题 1.砂岩胶结方式可分为、、、。 2.油气层敏感性评价实验有、、、、和等评价实验。 3.常用的射孔液有、、、和等。 4.油田常用的清防蜡技术，主要有、、、、和等六大类。 5.碳酸盐岩酸化工艺分为、和三种类型。 6.目前常用的出砂预测方法有、、和等四类方法。 7.采油工程方案经济评价指标包括、、、、、和等。8．按防砂机理及工艺条件，防砂方法可分为、、和等。9．电潜泵的特性曲线反映了、、和之间的关系。 10．酸化过程中常用的酸液添加剂有、、、等类型。 11．水力压裂常用支撑剂的物理性质主要包括、、、等。 三、简答题 1.简述采油工艺方案设计的主要内容。 2.简述油井堵水工艺设计的内容。 3.试分析影响酸岩复相反应速度的因素。
4.简述完井工程方案设计的主要内容。 5.简述注水井试注中排液的目的。 6.试分析影响油井结蜡的主要因素。 7. 简述油水井动态监测的定义及其作用。 8. 简述采油工程方案经济评价进行敏感性分析的意义。 9. 简述注水工艺方案设计目标及其主要内容。 10. 简述低渗透油藏整体压裂设计的概念框架和设计特点。
《采油工程方案设计》综合复习资料参考答案 一、名词解释 1.油气层损害：入井流体与储层及其流体不配伍时造成近井地带油层渗透率下降的现象。 2.吸水指数：单位注水压差下的日注水量。 3.油井流入动态：油井产量与井底流动压力的关系。 4.蜡的初始结晶温度：随着温度的降低，原油中溶解的蜡开始析出时的温度。 5. 面容比：酸岩反应表面积与酸液体积之比。 6.化学防砂：是以各种材料(如水泥浆、酚醛树脂等)为胶结剂，以轻质油为增孔剂，以硬质颗粒为支撑剂，按一定比例搅拌均匀后，挤入套管外地层中，凝固后形成具有一定强度和渗透性的人工井壁，阻止地层出砂的工艺方法。 7.破裂压力梯度：地层破裂压力与地层深度的比值。 8．财务内部收益率：项目在计算期内各年净现金流量现值累计等于零时的折现率。 9．油田动态监测：通过油水井所进行的专门测试与油藏和油、水井等的生产动态分析工作。 10．单位采油（气）成本：指油气田开发投产后，年总采油（气）资金投入量与年采油（气）量的比值。表示生产1t原油（或1m3天然气）所消耗的费用。 二、填空题 1.砂岩胶结方式可分为基质胶结、接触胶结、充填胶结、溶解胶结。 2.油气层敏感性评价实验有速敏、水敏、盐敏、碱敏、酸敏和应力敏等评价实验。 3.常用的射孔液有无固相清洁盐水射孔液、聚合物射孔液、油基射孔液、酸基射孔液、乳化液射孔液等。 4.油田常用的清防蜡技术，主要有机械清蜡技术、热力清防蜡技术、表面能防蜡技术、化学药剂清防蜡技术、磁防蜡技术、微生物清防蜡技术等六大类。
课程编号： 中国石油大学（）远程教育学院《完井工程》 期末复习题 学习中心：姓名：学号： 专业：考场号：座位号： 一、名词解释 1. 泥侵 2. 井身结构 3. 后期裸眼完井 4. 射孔孔眼参数 5. 石油井口装置 6.地应力 7.水浸 8.水灰比 9.水泥浆稠化时间10.窜槽11.射孔 12.正压射孔13.完井14. 出砂15.砂桥16.端部脱砂 二、判断正误（正确的打√，错误的打×） 1.地应力是地壳外部作用力（） 2.轴向拉力作用下，套管的抗外挤强度提高（） 3.套管柱的设计通常是由下而上分段设计的（） 4.通常用套管的抗滑扣力表示套管的抗拉强度（） 5.中间套管的作用主要是封隔地表浅水层及浅部疏松和复杂层安装井口（） 6.固井时前置液的作用是将水泥浆与钻井液隔开（） 7.无枪身射孔器的使用容易受到井下温度、压力的影响（） 8.铅模通井应该快速下钻（） 9.套管头用来安装采油树的井口装置（） 10.偏心配水器可保持管柱有较大的通道，便于井下工具通过（） 11.套管所受轴向拉力一般在井口最大。（） 12.由拉应力引起的破坏形式：本体被拉断、脱扣（） 13.外挤作用下破坏形式有失稳破坏和强度破坏（） 14.通常以套管鞋处的地层破裂压力值确定井口压力。（） 15.以井口装置承压能力作为套管在井口所受的压力。（） 16.API套管系列中的抗硫套管有:H K J C L级套管。（） 17.套管柱设计表层套管的设计特点：主要考虑压载荷。（）
18.套管柱设计技术套管的设计特点：既要高抗压强度，又要抗钻具冲击磨损。（） 19.套管柱设计油层套管的设计特点：上部抗压，下部抗外挤。（） 20.大位移井是指井的水平位移与垂深之比等于或大于2的定向井。大位移井具有很长斜度稳 斜段，大斜度稳斜角大于60°（） 21.射孔器按结构可以分两类：有枪身射孔器和无枪身射孔器。（） 22.裸眼完井法是国外最为广泛的一种完井方法。（） 23.表层套管柱设计时主要考虑抗拉载荷（） 24.地层流体高于临界流速时容易形成砂桥（） 25.水泥面以下套管强度计算时应考虑双向应力影响（） 26.砾石充填完井法是国外最为广泛的一种完井方法（） 27.偏心配水器相对于常规配水器可以增加通孔直径（） 28.在加重钻井液中，无枪身射孔器比有枪身射孔器更容易下井（） 29.套管轴向拉力一般井底最大（） 30.油管头上法兰以上的所有装备称为采油树（） 三、不定项选择题（每题3分，共24分） 1.井身结构中常见的套管的分类有 A.表层套管 B.中间套管 C.生产套管 D.尾管（衬管） 2.储层流体包括 A.油 B.岩石 C.气 D.水 3.套管受力分析中，主要考虑： A.轴向拉力 B.外挤压力 C.振动载荷 D.压力 4.井身结构设计的主要依据是 A.地应力剖面 B.地层压力剖面 C.地层破裂压裂压力剖面 D.产层压力剖面 5.引起套管腐蚀的主要介质有： A.气体或液体中的硫化氢 B.溶解氧 C.二氧化碳 D.地层水 6.注水泥目的： A.固定套管 B.稳定井壁 C.封隔井的油气水层 D.保护油气层 7.对油井水泥的基本要求：
第二章生产套管和油管 套管设计及下套管作业是钻井工程中关系到完井作业质量的一项重要工作，油管设计是完井过程中要完成的一项主要工作。从现代完井工程概念出发一个更为完美、合理的生产套管、油管设计不仅要满足钻井、完井工程本身的需要，还应能为油、气井采用适合的工艺技术生产及油气井在生产过程中由于油、气层能量的变化而采取相应措施留有余地。因此在进行生产套管、油管设计时，应视油气井生产套管、油管参数为油气井最优化生产方式、调整措施及特殊工艺要求的函数值。 第一节生产套管的选择和计算 海洋油气田开发工程中常规的套管程序包括：隔水导管、表层套管、中间技术套管（1～3层，视井深和工程情况而定）和生产套管。 生产套管（又称油层套管）是为地下储集层中的石油或天然气流至地面创造良好的流动通道。生产套管的重要功能是用以保护井壁、隔离各层流体，以利于油气井分层测试、分层开采和分层改造。 生产套管对油气井来说是其终身保护层，一旦下入以后再也无法调整，因此在进行设计时必须考虑周全，使所选的套管既能满足钻井需要又能适应以后生产要求。 海上油气田的特点之一是丛式定向井、大斜度井、水平井的广泛应用，且油气井的产量甚高。海上油井大部分采用人工举升法开采，尤其是气举法，电潜泵更为广泛使用，同时一些工艺措施如油井防砂措施等也被广泛使用。 生产套管所受的主要载荷包括：管柱周围流体所产生的外挤压力，来自钻井液、储集层流体、井下工艺压力试验产生的内压力和自身重量等所产生的拉伸载荷。生产套管必须经受钻井阶段、完井阶段和生产阶段的各种作业载荷，经受特定环境中的温度、压力和腐蚀的影响；生产套管还必须配备易于上扣并具备最佳密封效果的连接接头。 一、套管钢级 1．API套管钢级 API标准套管有十个钢级，即H40、J55、K55、T95、N80、C90、C95、L80、Pll0、125Q。API规范中，钢级代号后面的数值乘以6894.757kPa （1000psi），即为套管以kPa （或psi）为单位的最小屈服强度。这一规定除了极少数例外，也适应于非API标准的套管。 API套管钢级的强度指标见表2-1-1。 目前，世界上能生产API标准套管的有38个工厂，分布于14个国家，表2-1-2列出了API 承认的厂家名单。 2．非API套管钢级 有的API标准套管的生产厂家也生产非API标准系列套管，非API标准套管是根据钻井和采油工程需要而超出API标准的进一步发展。 非API标准套管各种钢级的强度指标见表2-1-3。 表2-1-1 API标准套管钢级的强度指标
1、何为完井工程？完井是使井眼与油气储集层连通的工序，是衔接钻井工程和采油工程而又相对独立的工程，包括从钻开油气层开始，到下生产套管、注水泥固井、射孔、下生产管柱、排液，直至投产的系统工程。 2、油气藏类型: 按照油气储集空间和流体流动主要通道的不同： 1）孔隙型油藏2）裂缝型油藏3）裂缝孔隙型油藏4）孔隙裂缝型油藏5）缝洞孔复合型油藏油藏按几何形态分类： 1）块状油藏2）层状油藏3）断块油藏4）透镜体油藏 按原油分类: 1）常规油藏 2 稠油油藏3）高凝油藏4）气藏 3、油层物性：是评价储集和渗流能力的基本参数，包括：孔隙度：衡量岩石储集流体能力的参数渗 透率：在一定压差下，岩石允许流体通过能力的大小孔隙结构 润湿性 4、岩心分析技术是指利用能揭示岩石本质的各种仪器设备来观测和分析储层一切特性的技术总称。 包括：常规物性分析、岩相学分析、孔隙结构分析、敏感性分析及配伍性评价。 5、储层敏感性评价：主要是通过岩心流动实验，考察储层岩心与各种外来流体接触后所发生的各种物理—化学作用对岩石性质，主要是对渗透率的影响程度。包括：速敏评价、水敏评价、盐敏评价、碱敏评价、酸敏评价。 速敏概念及实验目的：在钻井、采油、增产作业和注水等作业或生产过程中，当流体在油气层中流动时，引起油气层中微粒运移井堵塞喉道造成油气层渗透率下降的现象。 目的： 1）找出由于流速作用导致微粒运移从而发生伤害的临界流速。 2）为后续的水敏、盐敏、碱敏和酸敏等4 种实验及其它各种伤害评价实验确定合理的实验流速提供依据。 3）为确定合理的注采速度提供科学依据。 水敏概念及实验目的： 当淡水进入地层时，某些粘土矿物就会发生膨胀、分散、运移，从而减小或堵塞地层孔 隙和喉道，造成渗透率的降低。 目的：了解粘土矿物遇淡水后的膨胀、分散、运移过程，找出发生水敏的条件及水敏引起的油气层伤害程度，为各类工作液的设计提供依据。 盐敏概念及实验目的：当高于地层水矿化度的工作液滤液进入油气层后，可能引起粘土的收缩、失稳、脱落，当低于地层水矿化度的工作液滤液进入油气层后，则可能引起粘土的膨胀和分散。 目的：找出盐敏发生的条件以及由盐敏引起的油气层伤害程度，为各类工作液的设计提供依据。 碱敏概念及实验目的： 地层水PH值一般为4?9，而大多数钻井液和水泥浆的pH值在8-12之间，当高pH值流体进入油气层后，将造成油气层中粘土矿物和硅质胶结物的结构破坏，从而造成油气层的堵塞伤害。大量氢氧根与某些二价阳离子结合会生成不溶物，也会造成油气层的堵塞伤害。 目的：找出碱敏发生的条件，主要是临界pH 值。酸敏概念及实验目的： 指油气层与酸作用后引起的渗透率降低的现象。 目的：研究各种酸液的酸敏程度，其本质是研究酸液与油气层的配伍性，为油气层基质酸化时确定合理的酸液配方提供依据。 6、合理完井方式的要求： （1）最大限度保护储集层，防止对储层伤害 （2）减小油气流入井筒内的流动阻力
第九章完井方案设计与试油 一、名词解释 1、完井工程：是衔接钻井和采油工程而又相对独立的工程，是从钻开油层到固井、完井、下生产管柱、排液、诱导油流，直至投产的工艺过程的系统工程。 2、完井工程系统设计：是在对油藏地质特征、未来油藏开发目标和需要采取的开发技术措施进行综合分析研究基础上进行的极为重要的工作。 3、导管：用以保护井口附近的表土地层，防止被经常流出的洗井液体冲垮。 4、表层套管：在钻井中用以巩固上部比较疏松易塌的不稳定岩层，还可用于安装防喷器等井口设备，以控制钻开高压层时可能发生的井喷现象。 4、技术套管：在钻井中用以封隔某些难以控制的复杂地层，以便能顺利地钻达预定的生产目的层。 5、先期裸眼完井方式：是钻头钻至油层顶界附近后，下套管注水泥固井。 6、后期裸眼完井方式：是不更换钻头，直接钻穿油层至设计井深，然后下套管至油层顶界附近，注水泥固井。 7、套管射孔完井：钻穿油层直至设计井深，然后下生产套管至油层底部注水泥固井，最后射孔，射孔弹射穿油层套管、水泥环并穿透油层至某一深度，建立起油流的通道。 8、砾石充填完井方式：人为地在衬管和井壁之间充填一定尺寸的砾石，使之起防砂和保护生产层的作用。 9、油气层保护：指在完井、试油和采油过程中为防止油层损害所采取的一系列措施，其目的是保证油气畅流入井。 10、速敏性：指在流体与地层无任何物理和化学作用的条件下，当流体在油气层中流动时，引起油气层中微粒运移并堵塞吼道造成油气层渗透率下降的现象。 11、水敏：油气层中的粘土矿物在原始油藏条件下处于一定矿化度的环境中，当淡水进入储层时，某些粘土矿物就会发生膨胀、分散、运移，从而减少或堵塞地层孔隙和吼道，造成地层渗透率的降低，油气层的这种遇淡水后渗透率降低的现象称为水敏。 12、酸敏：指油气层与酸作用后引起的渗透率降低的现象。 二、叙述题 1、完井工程设计的任务是什么？ 答案要点：通过对油气层的研究以及对油气层潜在损害的评价，提出从钻开油层开始到投产每一道工序都要保护油气层的措施，尽可能减少对储层的损害，使油气层与井筒之间保持良好的连通，保证油气层发挥其最大产能；通过节点分析，充分利用油气层能量，优化压力系统，并根据油藏工程和油田开发全过程的特点以及开发过程中所采取的各项措施来选择完井方式、方法和选定套管尺寸，为科学和经济地开发油田提供必要的条件。 2、完井工程设计的内容包括哪些内容？ 答案要点：○1根据勘探预探井或评价井所取的岩心，以及测井和试油等资料，进行系统的岩心分析和敏感性分析，并根据实验分析的结果，提出对钻开油气层的钻井液、射孔液、增产措施的压裂液和酸液，以及井下作业的压井液等的基本技术要求。 ○2根据测井资料、岩心分析、敏感性分析数据和实践经验去选择钻开油层时的钻井液类型、配方和添加剂，以防止钻井液的滤液侵入油层而造成油层损害，同时又能安全钻进。○3根据油田地质特点、油田开发方式和井别，选择完井方式。 ○4采用节点系统分析方法，进行油层—井筒—地面管线的敏感性分析，选定油管和套管尺寸。
一、完井流程 完井的大致流程：组装井口和防喷器组→刮管洗井，探人工井底→射孔→再次刮管，探砂面→下沉砂封隔器（桥塞）→下防砂管柱（→防砂）→下生产管柱→拆防喷器，移井架。 二、总体认识： 1、组装井口及防喷器总成：拆下9-5/8"套管保护盖，切割套管，留高170mm，将套管切割处的内外边打磨成45°′2mm倒角；组装防喷器，对防喷器进行功能试验。 2、刮管洗井：下入刮管管柱，在射孔段和封隔器座封位置上下50m 至少刮管3次，然后反循环洗井，至返出液浊度持续30min小于30时停止洗井，接着替入射孔液和工作液。刮管洗井的目的是清除套管壁及井内的脏物。 3、负压复合射孔：负压值的选择以不卡枪为原则尽量接近设计负压值；按照顺序下入射孔管柱；射孔枪下到位后，下放至最低，然后上提至上提悬重，保持上提状态，座卡瓦，电测校深，配长达到射孔深度要求后，连接测试树、方井口和地面管线，投棒点火。 4、起射孔枪，刮管冲砂。 5、电缆座封底部封隔器，进行防砂作业。 6、起钻，下生产管柱：生产管柱分普通合采管柱、"Y"型分采管柱和"Y"型合采管柱。
7、拆防喷器、移井架，装采油树，座封过电缆封隔器。 一、刮管洗井 由于钻井完毕后，井内有许多钻井液悬浮物粘于套管内壁，如不将其清除,会刮伤封隔器胶皮影响座封效果。同时也防止射孔后污染地层。具体工序为: 首先要放入防磨补芯，组装升高短节及防喷器组。（仔细清洗各钢圈槽，涂好黄油，检查钢圈状况。拧螺丝时要确保钢圈进槽。）对防喷器组进行功能试验。关剪切闸板对套管试压3000Psi*10Min，压降≤2%为合格，放压。连接钻台流程并确认管线。组下刮管管柱：8-1/2”牙轮钻头+9-5/8”套管刮管器+X/O+5”HWDP+5”DP（水平井在接近尾管处缓慢下放，因为在此处易发生卡钻），下压2吨，探人工井底并记录，此时井底为钻井液悬浮物和地层砂的沉淀。在射孔段上下50m及封隔器座封位置上下刮管三次。上提钻具（注意钻杆接箍远离防喷器3m），关万能防喷器并对其进行试压：低压500Psi×5min，高压2000Psi压降≤2%为合格。放压，关闸板防喷器，并对其进行试压：低压500Psi×5min，高压3000 Psi×10min压降≤2%为合格，放压。接循环头用过滤海水大排量进行正循环洗井两周,确保将井底沉淀全部清除出井。（正循环一般对井底冲刷大但携砂能力差，反循环正好相反。）正替套管清洗剂至井底，再以小排量正替过滤海水将套管清洗剂顶替至井口。改反循环将清洗剂再推至井底，浸泡。再反替地层
石油与天然气工程领域工程硕士专业学位研究生培养方案 领域代码：085219 一、培养目标 1．拥护党的基本路线和方针政策，热爱祖国，遵纪守法，具有社会责任感以及科学严谨、求真务实的学习态度和工作作风。 2．掌握石油与天然气工程领域坚实的基础理论和宽广的专业知识、具有较强的解决实际问题的能力，能够承担专业技术或管理工作、具有良好的职业素养。 二、领域范围 石油与天然气工程领域主要覆盖范围如下： 油气井工程：油气井工程、信息与控制，油气井岩石力学与工程，油气井流体力学与工程，钻井液完井液化学与工程。 油气田开发工程：油气渗流理论与应用、油气田开发理论与系统工程、采油工程理论与技术，提高采收率与采油化学，油气田开发信息技术与应用等。 油气储运工程：油气长距离管输技术、多相管流及油气田集输、油气储运及营销系统优化、油气管道和储罐的强度研究、油气储运设施施工及安全、防腐技术等。 三、培养方向 1．油气井工程 2．油气田开发工程 3．油气储运工程 四、学习年限：基本学习年限3年，最长修读年限5年 五、学分要求：总学分最低28学分，必修课不得低于15学分 六、课程设置
1．选修课程由导师根据学生培养方向选定，且本领域工程硕士专业学位研究生也可以选修我校其他工程领域的课程或工学硕士课程；在职培养也可以选修由学校与企业协商确定的其他课程。 2．跨学科报考或同等学力录取的油气井工程及油气田开发工程方向全日制培养学生，需要补修石油工程专业本科所有学位课程及其他主要专业课程、专业基础课程（已取得相应学分的课程，可申请免修或冲抵），但课程学分不记入总学分。 3．学位论文及相关学术成果要求，按相关文件和规定执行。
一、名词解释 1．油气层损害2．吸水指数3．油井流入动态4. 蜡的初始结晶温度5．面容比 6.化学防砂 7. 破裂压力梯度8.财务内部收益率9.油田动态监测10. 单位采油（气）成本 二、填空题 1.砂岩胶结方式可分为、、、。 2.油气层敏感性评价实验有、、、、和等评价实验。 3.常用的射孔液有、、、和等。 4.油田常用的清防蜡技术，主要有、、、、和等六大类。 5.碳酸盐岩酸化工艺分为、和三种类型。 6.目前常用的出砂预测方法有、、和等四类方法。 7.采油工程方案经济评价指标包括、、、、、和等。 8．按防砂机理及工艺条件，防砂方法可分为、、和等。 9．电潜泵的特性曲线反映了、、和之间的关系。 10．酸化过程中常用的酸液添加剂有、、、等类型。 11．水力压裂常用支撑剂的物理性质主要包括、、、等。 三、简答题 1.简述采油工艺方案设计的主要内容。 2.简述油井堵水工艺设计的内容。 3.试分析影响酸岩复相反应速度的因素。 4.简述完井工程方案设计的主要内容。 5.简述注水井试注中排液的目的。 6.试分析影响油井结蜡的主要因素。 7. 简述油水井动态监测的定义及其作用。 8. 简述采油工程方案经济评价进行敏感性分析的意义。 9. 简述注水工艺方案设计目标及其主要内容。 10. 简述低渗透油藏整体压裂设计的概念框架和设计特点。
《采油工程方案设计》综合复习资料参考答案 一、名词解释 1.油气层损害：入井流体与储层及其流体不配伍时造成近井地带油层渗透率下降的现象。 2.吸水指数：单位注水压差下的日注水量。 3.油井流入动态：油井产量与井底流动压力的关系。 4.蜡的初始结晶温度：随着温度的降低，原油中溶解的蜡开始析出时的温度。 5. 面容比：酸岩反应表面积与酸液体积之比。 6.化学防砂：是以各种材料(如水泥浆、酚醛树脂等)为胶结剂，以轻质油为增孔剂，以硬质颗粒为支撑剂，按一定比例搅拌均匀后，挤入套管外地层中，凝固后形成具有一定强度和渗透性的人工井壁，阻止地层出砂的工艺方法。 7.破裂压力梯度：地层破裂压力与地层深度的比值。 8．财务内部收益率：项目在计算期内各年净现金流量现值累计等于零时的折现率。9．油田动态监测：通过油水井所进行的专门测试与油藏和油、水井等的生产动态分析工作。 10．单位采油（气）成本：指油气田开发投产后，年总采油（气）资金投入量与年采油（气）量的比值。表示生产1t原油（或1m3天然气）所消耗的费用。 二、填空题 1.砂岩胶结方式可分为基质胶结、接触胶结、充填胶结、溶解胶结。 2.油气层敏感性评价实验有速敏、水敏、盐敏、碱敏、酸敏和应力敏等评价实验。 3.常用的射孔液有无固相清洁盐水射孔液、聚合物射孔液、油基射孔液、酸基射孔液、乳化液射孔液等。 4.油田常用的清防蜡技术，主要有机械清蜡技术、热力清防蜡技术、表面能防蜡技术、化学药剂清防蜡技术、磁防蜡技术、微生物清防蜡技术等六大类。 5.碳酸盐岩酸化工艺分为酸洗、酸化、酸压三种类型。 6.目前常用的出砂预测方法有现场观测法、经验法、数值计算法、实验室模拟法等四类方法。 7.采油工程方案经济评价指标包括财务内部收益率、投资回收期、财务净现值、财务净现值率、投资利润率、投资利税率和单位采油(气)成本等 8．按防砂机理及工艺条件，防砂方法可分为机械防砂、化学防砂、砂拱防砂和焦化防