井筒压力分布计算设计与实现

地层压力快速测试解释技术1．地层压力分布原理：常规的地层压力是严格遵循达西定律，对于油井的分布曲线应该是这个规律的。

在不同的压力点其恢复曲线也不同，但最终的地层压力在影响半径处是相同的。

pr 由上图表明流动过程中如果确定不同的初始压力点，也可以计算出地层re（影响半径）处的地层压力2压力恢复曲线的测试：压力恢复曲线的测试是油田油井常用的测压手段，起测试的压力数据是压力-时间变化曲线。

常规的测试一般测试地层压力需要3天以上的时间，而低渗透油藏需要10多天甚至一个月以上的时间来判断和计算地层压力。

Pt3地层压力快速计算的原理：由地层压力分布曲线和压力测试曲线，看，在同一个井底压力的初始点，测试曲线稍微滞后一点。

但压力趋势是一致的，也就是说压力恢复曲线的测试实际就是压力分布曲线的测试。

在这个基础上，我们将t时刻的井底测试压力认为是距生产井r 处的压力传递过来的反应。

于是就有了pt=prpt----t时刻的井底测试压力pr---r处的压力于t时刻传递到井筒基于上述原理，我们就可以利用短时间内的压力恢复曲线来计算地层re处的压力了。

4测试时间要求：因为地层恢复过程有一些不可预料的因素，而且，测试仪器的精度等一些客观因素，在分析计算的时候，需要大量的数据来修正计算误差。

所以低渗透游藏一般测试时间安排至少一天，如果是常规油藏，测试时间4-6小时就可。

测试数据密度点要求：因为是短时间测试，需要高密度和高精度的压力传感器，一般设置为30秒一个测试压力点即可。

5低渗透油藏的新的测试方法：由于油井恢复速度慢，至少一天的时间，担心影响产量，可以测试对应水井，但要求是水井的注水压力高。

在地面用压力传感器和计算机自动化采集压降数据4-6小时即可。

这样是以水井的影响半径处的地层压力来替代油井的测试。

以减少测试时间。

6 技术优点：不占大量的生产时间，快速动态的分析地层压力变化。

计算方法合理，利用测试密度点是为了得到地层压力分布曲线的曲率，尤其适应低渗透油藏的测试计算。

6敏感性实验数据在煤层气排采过程中的应用储层敏感性评价实验反映了煤储层在外来流体作用以及所受应力改变情况下，煤岩渗透性质发生的变化，是研究储层保护技术和制定排采方案的基础。

速敏实验测定了煤岩中微粒运移的临界流速，超出此速度生产，地层中的微粒就可能发生运移，堵塞裂缝通道。

应力敏感性数据表明了煤岩渗透率随应力改变的趋势，反映了裂缝性煤岩在应力改变的条件下裂缝宽度的变化。

速度和应力的变化都与排采生产中的排液强度以及生产压差有关，因此，将实验室测试的速敏数据以及应力敏感性数据与排采强度以及生产压差建立一定的关系，通过计算，优化设计出不发生伤害或伤害范围（或伤害程度）小的排采工作参数，就可以保证煤层气的稳产。

6.1优化排液强度（1）建立模型煤层气井合理排液量在一定程度上与储层速敏有关。

在煤层气井排采过程中，当产液速度超过临界流速时将造成储层伤害，即裂缝内部微粒运移、堵塞割理裂缝。

所以，可以利用速敏实验中测定的临界流速来确定煤层气井临界产液量，为优化排液强度及控制井底流压提供科学依据。

实验测得的临界流量为c Q ，结合生产井储层厚度和井径，可将其换算为排采中的临界排液量Q 液，以此作为单井允许的最大产液量。

转换的方法是，以实验室岩心测定的真实临界速度等于研究的煤层气井储层岩石真实速度。

由于降压排采的初期储层中只是煤层水单相流动，气体还未扩散出来，所以在真实速度计算时不考虑饱和度。

将实验室临界流量转换成煤层气井对应的临界排水量计算公式如下：2=28.8w cw r hQ Q r ⨯岩 (2-1)式中， c Q —岩心临界流量，/min ml ； φ岩—岩心孔隙度；r 岩—岩心半径，cm 。

Q 液—井的临界排液量，3/m d ； φ井—煤储层孔隙度；r 井—井半径，m ；h—煤层气井的储层厚度，m 。

（2）实例计算将郑庄、长治、安泽各区块实验所得临界流速结合各区块生产井的储层厚度，井径代入计算公式，计算排采井不发生微粒运移的最大排液量，计算结果见表2-12。

地下矿山井下压力分布的数值模拟地下矿山是人类开采矿产资源的重要场所，也是工业生产的重要基地。

在矿山的走向中，矿山深度越来越深，矿石易于掏空的程度逐渐降低，这时就需要矿工开挖越来越小的挖掘面。

由于挖掘面的面积的减小，土体对其支撑力的影响也随之减小而导致其破坏形式的改变，地压问题变得越来越重要。

因此，了解和掌握地压分布特点对于矿山的安全生产是至关重要的。

数值模拟的方法可以有效地分析矿山中的地压问题，提高矿山中的生产效率。

地压是矿山建设和生产中必须面对的问题，掌握矿山井下地压分布的特点是保障矿山安全生产的重要前提。

在矿山井下，主要存在着三种力学现象，分别是巷道、采空区及矿柱；巷道的结构演化主要包括岩石破碎、失稳及坍落等现象；采空区的结构演化包括塌陷、沉陷及地面下陷等；矿柱的结构演化包括受力、失稳及破裂等现象。

为了评估井下地压分布特性，采用数值模拟的方法可以更好地反映井下地压的实际情况。

数值模拟是目前解决矿山井下地压问题的有效方法之一，可以较为准确地反映矿山井下地压的分布情况。

数值模拟方法需要根据实际工作面和矿山模型建立相应的模型，通过对巷道、采空区及矿柱等结构受力系统进行分析并进行模型求解，从而预测地压分布规律。

数值模拟中影响模拟精度的因素很多，主要包括模型力学性质、边界条件、模型精度及计算步长等。

模型力学性质包括物理和力学特性，主要包括物质弹性模量、泊松比、抗压强度、破裂韧性、矿体密度、采空区高度、矿柱宽度等；而边界条件主要是指地质应力和围岩收缩等情况，对模拟结果有重要影响；模型精度主要影响了数值模拟的准确度，要求模型的几何形状比例和力学性质尽量接近实际情况；计算步长是指模拟所用时间单位和空间单位的比值，计算步长越小，所求解的精度越高。

数值模拟可以对井下压力分布进行预测，并可调整矿山工作面的参数，增强矿山的生产效率。

在日常的生产工作中，若要获取地压分布的实际情况，可以通过张拉仪等设备监测；然后以实测数据为校正依据，对数值模拟中的参数进行调整。

第一章油井流入动态与井筒多相流动计算一、名词解释1、流入动态：油井产量与井底流动压力（简称流压）的关系。

2、IPR 曲线：表示产量与流压关系的曲线称为流入动态曲线。

简称IPR 曲线。

3、采油指数：是一个反应油层性质、厚度、流体参数、泄油面积、完井条件等的综合指标。

4、流动效率：在相同产量下的理想生产压差与实际生产压差之比。

5、产液指数：指单位生产压差下的生产液量。

6、泡流：溶解气开始从油中分离出来，由于气量少，压力高，气体都以小气泡分散在液相中，气泡直径相对于油管直径要小很多，这种结构的混合物的流动称为泡流。

7、流型：油气混合物的流动结构是指流动过程中油、气的分布状态，也称为流动型态，简称流型。

8、段塞流：井筒内形成的一段油一段气的结构，这种结构的混合物的流动称为段塞流。

9、环流：形成油管中心是连续的气流而管壁为油环的流动结构，这种流动称为环流。

10、雾流：在管壁中，绝大部分油都以小油滴分散在气流中，这种流动结构称为雾流。

11、滑脱：在气-液两相管流中，由于气体和液体之间的密度差而产生气体超越液体流动的现象称为滑脱。

12、滑脱损失：出现滑脱之后将增大气液混合物的密度，从而增大混合物的静水压头。

因滑脱而产生的附加压力损失称为滑脱损失。

13、质量流量：质量流量，即单位时间内流过过流断面的流体质量。

14、体积流量：单位时间内流过过流断面的流体体积。

15、气相实际速度：实际上，它是气相在所占断面上的平均速度，真正的气相实际速度应是气相各点的局部速度。

16、气相表观速度：假设气相占据了全部过流断面，这是一种假想的速度。

17、滑脱速度：气相实际速度与液相实际速度之差称为滑脱速度。

18、体积含气率（无滑脱含气率）：单位时间内流过过流断面的两相流体的总体积中气相所占的比例。

19、真实含气率：真实含气率又称空隙率、气相存容比，两相流动的过流断面上，气相面积所占的份额，故也称作截面含气率。

20、混合物密度：在流动的管道上，取一微小管段，则此微小管段内两相介质的质量与体积之比称为混合物的真实密度。

第十九期：利用 SAM 模型计算井筒压降及热损失     第十九期：利用 SAM 模型计算井筒压降及热损失注蒸汽开发稠油油藏过程中，需要预测沿井深和随时间变化的蒸汽温度分 布、干度分布和压力分布、套管和地层温度分布，以及焖井、开井生产过程中温 度、压力的变化。

CMG STARS 软件中的 SAM（Semi Analytical Model）半解析 模型运用传热学、热力学及流体力学等学科知识综合考虑了蒸汽流动过程中压 力、温度、干度和热损与压降的相互影响，对注蒸汽开发稠油油藏有一定的指导 作用。

具体有以下几个方面的应用： 1) 已知井口求井底：已知井口注汽参数（温度、干度及压力）和注汽管柱参数， 求取井底注汽参数； 2) 已知井底求井口：设定井底要达到的注气参数要求，反求井口的注汽参数指 标； 3) 井筒隔热参数计算：已知井口注汽参数和井底的注汽参数指标，计算井筒隔 热参数指标，例如隔热油管的热传导率等； 4) 采油井井口（泵深处）流体温度：对于采油井，SAM 模型可以计算井口（自 喷）或泵深处（下泵人工举升）的流体温度，从而为计算出产出流体（油） 的粘度，选择合适的举升方式； 5) SAM 模型计算的是从井口到第一个射孔上方（或反之）的温度、干度及压 力变化， 即该模型是完全管流计算， 不能计算射孔段。

而对于射孔段的温度、 干度及压力变化可以用*GRAV-FRIC-HLOS 方法（适用源汇模型的直井或水 平井）或 DW 离散井模型/FW 灵活井模型（适用于水平井） 。

SAM 模型可以 与 DW 模型或 FW 模型一起使用。

关于*GRAV-FRIC-HLOS 方法、DW 模型 以及 FW 模型的使用方法，会在后续的课程中继续讲解。

6) SAM 模型计算时有油藏模拟器同步求解，会增加模拟时间，建议用于小模 型的机理研究，而不要用于全油藏规模的热采模拟。

全油藏模拟在计算出典 型井的压降及热损失的情况后，直接给出井底注入参数。

高温高压气井关井期间井底压力计算方法尹邦堂;李相方;李骞;范坤;胡爱荣【摘要】In the conventional method of bottomhole pressure prediction it is assumed that the wellhead pressure is affected by the wellbore storage at the beginning of pressure buildup and by the afterflow in the late stage because of the temperature drop. And it is also assumed that there is no fluid flow in the wellbore after shut-in. However, according to testing results of some high pressure and high temperature wells in Kela-2 Gas Field,there was a pressure drop in the wellhead pressure build-up curve which is different from the conventional pressure build-up curve. The changing characteristics of wellbore temperature, the wellbore afterflow and the fluid parameters during the pressure build-up test then were analyzed. It is believed that the wellhead pressure or bottomhole pressure would be affected by both wellbore storage and wellbore temperature simultaneously. And there was afterflow in the wellbore during the whole test. So, the bottomhole pressure needs to be calculated by the flowing pressure equation. Based on the wellbore pressure buildup theory,the bottomhole pressure calculating model is established considering the effect of wellbore afterflow, the wellbore temperature changing and the fluid parameters changing. Taking one gas well for example, the pressure buildup curve calculated by this model is normal,and it can be applied for interpretation in the deliverability test.%常规的井底压力预测方法认为,气井关井后压力恢复初期井口测压受到井筒储集效应影响,后期受温度降低引起的续流影响,并且在压力恢复期间井筒中不存在流体的流动.但是,新疆克拉2气田部分高温高压气j的实测结果表明,关井后测得的井口压力恢复曲线总体呈下降趋势,与常规方法所计算的压力曲线并不一致.对高温高压气井关井后的井筒温度特征、井筒续流特征和井筒流体参数变化特征进行了分析,认为,关井期间井口(底)压力同时受到井筒储集效应和温度变化的影响,并且在压力恢复过程中井筒内一直存在续流流动,需要进行流动气柱压力计算.为此,综合考虑井筒续流、井筒温度及井筒流体参数的变化特征,基于井筒压力恢复原理,建立了关井期间的井底压力计算模型,并对该模型进行了实例计算验证.实例验证表明,该模型计算出的压力恢复曲线正常,可用于产能试井解释.【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2012(040)003【总页数】5页(P87-91)【关键词】气井;高温;高压;关井;井口压力;井底压力【作者】尹邦堂;李相方;李骞;范坤;胡爱荣【作者单位】中国石油大学(北京)机械与储运工程学院,北京102249;中国石油大学(北京)机械与储运工程学院,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249;中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院,新疆库尔勒841000;北京中油瑞飞信息技术有限责任公司,北京100007【正文语种】中文【中图分类】TE353对中低产能的常规不含水气井进行测试时，一般采用井口测压再换算成井底压力的方式，具有高效低成本的优点［1－5］。

第一节 气体稳定流动的能量方程一、气体稳定流动方程气体稳定流动是指在所讨论的的管段内（热力体系内），任何断面上气体的一切参数都不随时间变化，流入和流出的质量守衡，功和热的交换也是一个定值。

22222212111122mgH mu V P E W q mgH mu V P E +++=-++++E ——内能，J ；pV ——膨胀功或压缩功，J ；22mu ——动能，J ； mgH ——位能，J ； q ——气体吸收的热量，J ； W ——外界对气体作的功，J 。

其中u 、p 、V 和g 分别表示流速、压力、体积和重力加速度。

气体稳定流动能量方程：0)(sin =++++w L d dW gdL udu dpθρ对于垂直管，θ=90°，θsin =1 对于水平管，θ=0°，θsin =0 假设dW=0，并用dLρ乘式中每一项来简化方程 在生产井中，井内气体向上流动，沿气流方向压力是逐渐递减的，可写为如下表达式dL L d dL udu g dL dp w )(sin ρρθρ++= 或f acc el dL dpdL dp dL dp dL dp )(）()(++= el dLdp )(——重力压降梯度 （N/㎡）/macc dLdp ）(——加速度压降梯度 f dLdp)(——摩阻梯度二、管内摩阻达西阻力公式是计算管内摩阻的基本公式dL fu L w 22=确定式中的摩阻系数f ，可以借用水力学中介绍的Moody 图1. Colebrook 公式)34.91lg(214.1lg 21fR e de df e +-+= ed——管径与管子绝对粗糙度的比值 e R ——雷诺数；f ——Moody 摩阻系数。

可以覆盖完全粗糙管、光滑管和过渡区三个流态区域，当Re 相当大时转化为完全粗糙管的Nikuradse 公式。

14.1lg 21+=e df2. Jain 公式：)25.21lg(214.119.0e R d e f+-=3. Chen 公式：)lg 0452.57065.3lg(21A R de fe--=其中8981.01098.1)149.7(8257.2)(eR d e A +=上述公式中，雷诺数Re 按照如下公式推导)/()/()/()(3s m kg u m kg s m u m d R g e ⋅⋅⋅=ρ气体相对密度；s a m 气体粘度，u ；m 管径，d ；/m 气体流量，g g 3-⋅---γP d q sc）（10*135.5sc scT P R e =取sc P =0.101MPa ，sc T=293K ，）（10*776.1g2g sc e d q R μγ-=对于de，如果没有相关资料，可以取e=0.00001524m第二节 气体在井筒内流动—井底压力计算一、 气体垂直管流动（1） 从管鞋到井口没有功的输出，也没有功的输入，dW=0（2） 对于气体流动，动能损失相对于总的能量损失可以忽略不计，即udu=0（3） 讨论垂直管流，θ=90°，sin θ=LH=1， dL=dH 考虑以上三点，可以简化为022=++ddHfu gdH dp ρ P ——压力，Pa f ——Moody 摩阻系数；g ——重力加速度，m/s ²； u ——流动状态下的气体流速，m/s ； H ——垂向油管长度，m ； d ——油管内径，m 1）密度在同一状态（p ，T ）下的气体密度为ZTpZRT pM g g 008314.097.28γρ==2）速度某一温度、压力下的流速如果采用实用单位p=MPa 、q SC =m ³/d ，其他单位不变，同时标准状态取为P sc =0.101325MPa ，T sc =293K ，则任意流动状态（P 、T ）下，气体的流速u 可用流量和油管截面积表示为sc g u B u =)1)(4)(1)(101325.0)(293)(86400(2dZ p Tq u B u scsc g π==二、 静止气柱对于静止气柱sc q=0 可以进一部简化气井井筒流动方程dHt dp PZTHg p pwhts⎰⎰=003415.0γ1. 平均温度和平均压缩系数计算方法 假设T= T =常数，Z=Z =常数，即可将T 和Z 从积分号内提出，积分后得ZT H p p g tswh ⋅=γ03415.0ln或ZT Hts wh g ep p ⋅=γ03415.0式中wh p ——静止气柱法计算的井底压力（地层压力或井底流动压力），MPa ；ts p ——静止气柱的井口压力（井口最大关井压力或静止气柱井口压力），MPag γ——气体相对密度； H ——井口到气层中部深度，m ；T ——井筒内气体平均绝对温度，K ； 通过2whts T T T +=计算Z ——井筒气体平均压缩系数，可通过),(T p f Z = 或2whts Z Z Z +=计算求解方法——迭代法显然，已知井口条件下诸参数，都要对未知赋初值数Pws ，用迭代法试算Pws 。

基于井内实时水力学模型的环空压力计算及分析李亚刚;冯辉;王文深;刘艳杰;赵光耀;刘伟【摘要】实时水力学模型是现代钻井工程用于预测井下情况最重要的方法之一,通过分析实时水力学模型的影响因素,建立了一套井筒实时水力学计算与分析模型,包括井筒环空压力和当量循环密度(ECD)的计算.该模型充分考虑了钻柱旋转对速度分布的影响.同时,模型紧密结合参数随温度压力和工况的变化,使计算结果更加贴近井下实际情况,提高了该水力学模型计算结果的准确性,使之更具实用性.【期刊名称】《探矿工程-岩土钻掘工程》【年(卷),期】2017(044)010【总页数】4页(P22-25)【关键词】实时水力学;环空流速;井筒压力;当量循环密度【作者】李亚刚;冯辉;王文深;刘艳杰;赵光耀;刘伟【作者单位】河南省地质矿产勘查开发局第四地质矿产调查院,河南郑州450000;河南豫矿地质勘查投资有限公司,河南郑州450000;河南省地质矿产勘查开发局第四地质矿产调查院,河南郑州450000;河南省地质调查院,河南郑州450000;河南省地质矿产勘查开发局第四地质矿产调查院,河南郑州450000;河南省地质矿产勘查开发局第四地质矿产调查院,河南郑州450000【正文语种】中文【中图分类】P634在钻井过程中及时准确地掌握井筒和环空水力学状况，控制当量循环密度(ECD)在合理范围内，对解决预防岩屑床的形成及排除钻孔内的岩屑、提高清洗效率、快速冷却钻头、提高水功率利用、优化钻探过程、控制气侵、提早发现井下溢流井涌和井壁垮塌、发现和保护油气层、控制井下压力、控制“激动”/抽汲压力在合理范围内等实际问题是至关重要的。

本文基于实时测量的钻井数据，综合已有的一些理论模型，建立井筒实时水力学模型的方法，为预测井内复杂情况做一定的研究探索，对于改进钻井工程方案设计、施工监测及作业优化，具有十分重要的意义[1-3]。

简化温度随深度变化的计算式[4-5]如下：式中：T——实际井眼深度对应的井内温度，即H深度处的温度，℃；T0——地表测量参数时的温度，℃；H——计算深度，m。

欠平衡压力钻井技术一、欠平衡压力钻井的概念欠平衡压力钻井Under Balance Drilling （UBD ）是指在钻井过程中泥浆柱作用在井底的压力（包括泥浆柱的静液压力和循环压降），低于地层孔隙压力。

欠平衡压力钻井时,p b p p <，0<∆p 。

此时允许产层流体流入井内，并可将其循环到地面，地面可有效地控制。

UBD Pp ＞Pb = Ph + Pa + Pch二、国内外发展概况1、欠平衡压力钻井发展历史欠平衡压力钻井实际上是一种古老的钻井方式，直到1895年旋转钻井产生之前，绳索式顿钻钻井都是用欠平衡方式进行的，在当时技术条件下，利用欠平衡方式诱发井喷是发现油气藏的手段。

欠平衡-----井喷------油气藏从1895至1920这段时间里，旋转钻井是用清水作为循环流体的，为保证钻井安全和井眼清洁，1920年开始使用加有粘土和处理剂的混配钻井液体系，自此，超平衡压力钻井成为常规的钻井方式。

国外从30年代开始发展欠平衡压力钻井技术，当时用空气作为钻井液，钻速提高了2-3倍，同时还避免了许多井漏和卡钻事故。

70-80年代发展了泡沫技术，有效地解决了携岩问题，进一步推进了欠平衡压力钻井技术的发展，但由于成本和安全原因，这项技术在80年代停滞。

80年代末以来，由于专用设备和工具的配套，以及相应技术的发展，欠平衡压力钻井技术才又迅速发展起来。

欠平衡压力钻井技术以美国和加拿大应用为最多，技术和装备最先进，它们大都成立了欠平衡压力钻井服务公司；其次是英国、巴西、委内瑞拉、墨西哥等国也应用了欠平衡压力钻井技术。

我国从近几年也开始研究和应用欠平衡压力钻井技术。

2、国外情况欠平衡压力钻井技术是八十年代后期在美国德克萨斯州奥斯汀白垩系地层钻井时得以迅速发展起来的。

目前美国欠平衡压力钻井的井数已达2500多口。

美国和加拿大具有：（1）先进的欠平衡钻井装备（2）专业技术服务公司（3）配套的欠平衡钻井技术加拿大欠平衡钻井数目图欠平衡压力钻井作为能提高油气产量的一项重要技术，已在世界20多个国家和地区4500多口井上应用。

井身结构设计相关计算井身结构设计所需各项参数如下:S b取0.036 g/cm3 ;S g取0.04 g/cm3;S f取0.03g/cm3 ; S k取0.06g/cm31.确定中间套管下如深度初选点D21ρf=ρmax+S b+S g+S fρf=1.12+0.036+0.03+2240/D21×0.06若发生井涌时: ρf=ρmax+S b+ S f+(D pmax/D21)×S K初选D1 =650m;将650m代入上式得:ρf650=1.12+0.036+0.03+(2240/650)×0.06=1.393 g/cm3ρf650=1.393g/cm3650m处地层破裂压力为ρf650 = 1.408g/cm3由上图得在650m处ρf650=1.393g/cm3因为ρ f <ρf650且相近,所以中间套管下如深度初选为650m2.校核中间套管下到深度650m是否会发生压差卡钻的危险由上图得在650m处时ρp650=0.913 g/cm3 ρpmin=0.85 g/cm3 P min=100m由△p=0.00981(ρm-ρpmin)D pmin得△p=0.00981×(0.913+0.0.36-0.85) ×100=0.097 MPa由△p <△p N;所以中间套管下入深度为650m3.确定表层套管下入深度表层套管初选120m ;由ρfE=(ρp2+S b+S f)+(D2/D1)×S k得ρfE=（0.913+0.036+0.03）+(650/ D1)×0.006=1.304g/cm3由图得深120m处ρf=1.305 g/cm3;因ρfE<ρf45且相近所以满足要求该井井身结构设计结果套管层次表层套管中间套管油层套管下入深度120m 650m 2240m套管柱设计一、油层套管设计1.可选套管直径D=139.7mm;管鞋深度为2240m;固井前钻井液密度为1.25 g/cm3计算套管内压分布当H i=0时井口压力为P b=P f/e0.0000618(D-hi)=35159/e0.0000618×2240=35159/1.147=30653 KPa 当h i=h f时,套管鞋处内压力为35159 KPa按抗内压初选套管，则要求套管井口应有[p b]≥p b×S I=30653×1.1=33718KPa井底应有[p b]≥p b×S I=35159×1.1=38675KPa可选用的套管为:C-75 7.72mm 49987KPa2.按抗挤强度设计初选下部分第一断套管,按套管内内掏空计算外载荷P c=9.81ρm×H1=9.81×1.25×2240=27468KPa满足强度要求 ,实际抗挤安全系数为:Sc1=[p c1]/ p c =41644/27468=1.516>1.0(安全)S i1=[p b1]/p b=49987/30653=1.292>1.1(安全)3.先按抗挤初选第二段套管,可选用K-55壁厚7.72mm套管,按抗内压确定第二段套管得下入深度取S i=1.1H2≤H f-1/0.00011155×0.55×l n[p f/[P i]/S i]=2240-3343=—1103<0所以第二段套管不满足设计要求，故只能选用钢级C—75壁厚7.72mm 的套管4.校核抗拉强度：作用在套管上的浮力为:F b=A1×9.81×ρm×h1×10-6=3.14/4（139.72—124.32 ）×9.81×1.25×2240×10-6=87.66KN套管顶部轴向拉力载荷为:T b= T1- F b1=248.1×2240×10-3—87.66=532.6KN该套管的实际抗拉安全系数:S T1=1454.6/532.6=2.73113>1.8(安全)油层套管设计如下:段号井深m 段长m 钢级壁厚mm 安全系数S T Sc S i第一段 2240 0-2240 C-75 7.72 2.73 1.516 1.292二、中间套管设计650m处的p f=1.408 g/cm3选用套管外径为244.5mm1)计算套管的内压载荷当H i=0时井口压力p f=1.517g/cm×9.81×650 =5729.5KPaP b=P f/e0.0000618(D-hi)=5729.5/e0.0000618×650=8624.4KPa当H i=650时,管鞋处压力为P b=P f=8978KPa按抗内压初选套管，则要求套管井口应有[p b]≥p b×S I=8624×1.1=9486.4KPa井底应有[p b]≥p b×S I=8978×1.1=9875.8K Pa可选套管为: J-55 8.94mm 24270KPa2)按抗挤强度设计初选下部第一段套管按套管内全捣空计算外载P c=9.81ρm×H1=9.81×1.2×650=7652KPa套管鞋处的实际抗挤安全系数为:S C=[P C1]/P C1=13927/7652=1.820>1.1(安全)在套管鞋处的实际抗内压安全系数为S i=[Pb1]/P b1=24270/8978=2.703>1.1(安全)由纲级J-55套管性能表得，满足套管抗挤强度要求，且能同时满足套管抗内压要求的最便宜的套管3)校核抗拉强度:作用在套管上的浮力为:F b=A×9.81×ρm×h=9.81×1.25×650×1/4(D2-d2)π×10-6=9.81×1.25×650×1/4(244.52-226.62)π×10-6=52.8KN套管重量:T=0.5254×650=341.5KN其抗拉安全系数为:S t =2015/(341.5－52.8)=6.98>1.8 (安全)因此中间套管的设计结果如下:段号井深/m 段长/m 钢级壁厚/mm 安全系数1 650 0-650 J-55 8.94 S t Sc S i6.98 1.82 2.0733>设计表层套管①可选表层套管直径为339.7 mm当H i=0井口压力为:P b=P f/e0.0000618(D-hi)=0.00981× 1.25×120×103/e0.00006135×120=1471.5/1.007=1461Kpa当H i=H f时套管鞋处的内压为P b=1471.5Kpa按抗内压处选套管则要求套管:井口应有:[ P b]≥p b×S I=1461×1.1=1607Kpa套管鞋处为: [ P b]≥p b×S I=1471×1.1=1618Kpa可选该尺寸套管为:H-40 8.38mm 11928Kpa②按抗挤强度设计处选套管P c=9.81ρm×H1=9.81×1.25×120=1322Kpa管鞋初的实际抗挤和抗内压的安全系数为:S C=[P C1]/P C1=5102/1322=3.88>1.0 (安全)S i=[Pb1]/P b1=11928/1471=8.11>1.1 (安全)③校核抗拉强度作用在套管上的浮力为:F B=ρm×9.81×H×A=1.25×9.81×120×(339.7×339.7－323×323) ×10-6=12.79KN套管重为: T1=700.5×120×10-3=84.06kN其抗拉系数为:S t =1432.3/(84.063－12.79)=20.1>1.8 (安全)故钢级H-40 壁厚8.38mm 为可用套管中最经济的一种表层套管的设计结果如下:段号井深/m 段长/m 钢级壁厚/mm 扣型安全系数1 120 0---120 H--40 8.38 长圆扣S t S t S t20.1 3.86 8.113.钻柱的设计1>一钻时的钻柱设计井深: 120m 钻井液的密度1.25g/cm3拉力余量200KN,卡瓦长度406.4mm安全系数1.3,最大钻压180KN,钻头直径444.5mm①钻铤选择:选用外径203mm 内径71.40mm 线重q c=2.19KN/m计算铤长度钻:K B=1-ρb/ρw =0.844 L C=S N W max/q c K B cosα计算得L C =180×1.25/(2.19×0.844)=122m按单根10m计算, 用13根钻铤,总长130m,即可钻达目的层.2>二钻是的钻柱设计计算参数如下:井深650m,钻头直径311.1mm,最大钻压180KN,卡瓦长度406.4mm,安全系数1.3,①钻铤的选择:选用外径203mm,内径71.4mm,钻铤线重q c=2.19KN/m计算钻铤长度L C=S N W max/q c K B cosα, K B =0.844计算得L C=180 ×1.25/2.19×1090×0.844=122m按单根钻铤10m计算,用13根总长130m②选择第一段钻杆选用外径139.7mm,内径121.40mm, 强度为D级,最小抗拉载荷Fy=1426.36KN计算最大长度为:最大安全静拉载荷为:Fa=F p/St=0.9×1426.36/1.3=987.48KNFa=F P(σy/σt)=0.9×1426.36/1.42=904.03KNFa=F P-MOP=0.9×1426.36－200=1083.72KN由上可知,按卡瓦挤毁比值计算Fa最小,则每段钻杆的许用长度为: K B=0.856L=[(Fa/K B)-lcq c]/q p=904.03/(319.71/1000)×0.856－2.19×130/(319.71/1000)=3303－890=2413m许用钻杆总长为130 + 2413 =2543 m已超过设计尺寸最后设计钻柱组合如下表:规范长度/m 在空气中重/KN 在钻井液中重/KN 钻铤：外径203mm130 284.7 243.7 内径：71.4mm线重：2.19KN/m钻杆：外径139.7mm520 166.25 142.31 内径：121.40mm线重：0.319KN/m D级合计650 451.95 386⑶三钻钻柱设计井深2240m钻头直径200mm,最大钻压180KN,卡瓦长度406.4mm,安全系数1.3,①钻铤的选择:选用外径152mm,内径57.20mm,钻铤线重q c=1.212KN/m计算钻铤长度: K B=1-ρb/ρw=1—1.25/7.94=0.843L=180×1.25/1.212×0.843×1=208m按单根钻铤10m计算, ,用21根总长208m②选择第一段钻杆选用外径114mm,内径100.50mm, 强度为E级,最小抗拉载荷Fy=1201.56KN计算最大长度为:最大安全静拉载荷为:Fa=F p/St=0.9×1201.56/1.3=831.85KNFa=F P(σy/σt)=0.9×1201.56/1.42=761.55KNFa=F P-MOP=0.9×1201.56－200=881.4KN由上可知,按卡瓦挤毁比值计算Fa最小,则每段钻杆的许用长度为: K B=1-ρb/ρw =1—1.25/7.485=0.83L=[(Fa/K B)-lcq c]/q p=761.55/(200.73/1000)×0.83—212×210/(200.73/1000)=4571—1268=3303 m许用的钻杆长度为:L=3303 + 210 = 3523 m钻柱可达目的地层最后设计钻柱组合如下表:规范长度/m 在空气中重/KN 在钻井液中重/KN 钻铤：外径152mm210 254.52 211.25 内径：57.20mm线重：1.212KN/m钻杆：外径114mm2030 407.5 388.2 内径：100.50mm线重：0.2KN/m E级合计2240 661.02 599.45。

4 波动压力概念、计算方法及应用4.1波动压力的概念油气钻井过程中, 经常进行的作业是将管柱起出或下入充满钻井液的井眼, 起钻、下钻、下套管或衬管等是这种作业的主要形式。

由于管柱的顶替作用, 将会导致井眼内钻井液的流动, 从而在井内产生附加的压力。

因起下钻速度不均匀等, 这种附加压力的数值在管柱起出或下入的过程发生变化。

钻井工作者通常将这种现象称为压力波动(Pressure Surge), 将附加压力的数值称为波动压力。

习惯上将波动压力分为激动压力(挤压压力)和抽吸压力两种。

若波动压力使井内总压力增加, 则称为激动压力或挤压压力; 若波动压力使井内总压力减小, 则称为抽吸压力。

国外分别将激动压力和抽吸压力称为Surge Pressure 和Swab Pressure。

4.2波动压力产生的原因及变化规律从30年代中期初步认识到起下管柱时井下存在波动压力至今, 人们对波动压力进行了大量理论及实验的研究。

已经从根本上掌握了波动压力产生的原因和过程。

下面以Burkhardt 于60年代初在现场实测得到的波动压力数据为依据来说明波动压力产生的过程及其变化规律。

Burkhardt实测了在一口下过套管并固井的浅井中下入单根套管过程中下入速度、加速度及井底波动压力的变化曲线。

图1-1是其实验井的井身结构情况。

实验的有关参数如下:总井深: 640米已下套管尺寸: 下深640.1m(2100')内径22.44cm外径24.448cm(9-5/8")下入套管尺寸: 内径16.17cm外径17.78cm(7")泥浆性能: 密度1294kg/cm3PV=0.013 Pa·SYP=0.391kgf/m2下钻井深: 585.5m(1920') 图1-1 井眼几何结构图下一节套管过程中测得的套管的下入速度和加速度曲线如图1-2所示。

图中向下的速度和加速度为正值, 向上的速度和加速度为负值。

第一节 气体稳定流动的能量方程一、气体稳定流动方程气体稳定流动是指在所讨论的的管段内（热力体系内），任何断面上气体的一切参数都不随时间变化，流入和流出的质量守衡，功和热的交换也是一个定值。

22222212111122mgH mu V P E W q mgH mu V P E +++=-++++E ——内能，J ；pV ——膨胀功或压缩功，J ；22mu ——动能，J ； mgH ——位能，J ； q ——气体吸收的热量，J ； W ——外界对气体作的功，J 。

其中u 、p 、V 和g 分别表示流速、压力、体积和重力加速度。

气体稳定流动能量方程：0)(sin =++++w L d dW gdL udu dpθρ对于垂直管，θ=90°，θsin =1 对于水平管，θ=0°，θsin =0 假设dW=0，并用dLρ乘式中每一项来简化方程 在生产井中，井内气体向上流动，沿气流方向压力是逐渐递减的，可写为如下表达式dL L d dL udu g dL dp w )(sin ρρθρ++= 或f acc el dL dpdL dp dL dp dL dp )(）()(++= el dLdp )(——重力压降梯度 （N/㎡）/macc dLdp ）(——加速度压降梯度 f dLdp)(——摩阻梯度二、管内摩阻达西阻力公式是计算管内摩阻的基本公式dL fu L w 22=确定式中的摩阻系数f ，可以借用水力学中介绍的Moody 图1. Colebrook 公式)34.91lg(214.1lg 21fR e de df e +-+= ed——管径与管子绝对粗糙度的比值 e R ——雷诺数；f ——Moody 摩阻系数。

可以覆盖完全粗糙管、光滑管和过渡区三个流态区域，当Re 相当大时转化为完全粗糙管的Nikuradse 公式。

14.1lg 21+=e df2. Jain 公式：)25.21lg(214.119.0e R d e f+-=3. Chen 公式：)lg 0452.57065.3lg(21A R de fe--=其中8981.01098.1)149.7(8257.2)(eR d e A +=上述公式中，雷诺数Re 按照如下公式推导)/()/()/()(3s m kg u m kg s m u m d R g e ⋅⋅⋅=ρ气体相对密度；s a m 气体粘度，u ；m 管径，d ；/m 气体流量，g g 3-⋅---γP d q sc）（10*135.5sc scT P R e =取sc P =0.101MPa ，sc T=293K ，）（10*776.1g2g sc e d q R μγ-=对于de，如果没有相关资料，可以取e=0.00001524m第二节 气体在井筒内流动—井底压力计算一、 气体垂直管流动（1） 从管鞋到井口没有功的输出，也没有功的输入，dW=0（2） 对于气体流动，动能损失相对于总的能量损失可以忽略不计，即udu=0（3） 讨论垂直管流，θ=90°，sin θ=LH=1， dL=dH 考虑以上三点，可以简化为022=++ddHfu gdH dp ρ P ——压力，Pa f ——Moody 摩阻系数；g ——重力加速度，m/s ²； u ——流动状态下的气体流速，m/s ； H ——垂向油管长度，m ； d ——油管内径，m 1）密度在同一状态（p ，T ）下的气体密度为ZTpZRT pM g g 008314.097.28γρ==2）速度某一温度、压力下的流速如果采用实用单位p=MPa 、q SC =m ³/d ，其他单位不变，同时标准状态取为P sc =0.101325MPa ，T sc =293K ，则任意流动状态（P 、T ）下，气体的流速u 可用流量和油管截面积表示为sc g u B u =)1)(4)(1)(101325.0)(293)(86400(2dZ p Tq u B u scsc g π==二、 静止气柱对于静止气柱sc q=0 可以进一部简化气井井筒流动方程dHt dp PZTHg p pwhts⎰⎰=003415.0γ1. 平均温度和平均压缩系数计算方法 假设T= T =常数，Z=Z =常数，即可将T 和Z 从积分号内提出，积分后得ZT H p p g tswh ⋅=γ03415.0ln或ZT Hts wh g ep p ⋅=γ03415.0式中wh p ——静止气柱法计算的井底压力（地层压力或井底流动压力），MPa ；ts p ——静止气柱的井口压力（井口最大关井压力或静止气柱井口压力），MPag γ——气体相对密度； H ——井口到气层中部深度，m ；T ——井筒内气体平均绝对温度，K ； 通过2whts T T T +=计算Z ——井筒气体平均压缩系数，可通过),(T p f Z = 或2whts Z Z Z +=计算求解方法——迭代法显然，已知井口条件下诸参数，都要对未知赋初值数Pws ，用迭代法试算Pws 。