钻井工程设计课程设计doc.docx
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钻井工程设计课程设计doc
东北石油大学华瑞学院
课程设计
课程题目学院专业班级学生姓名学生学号指导教师
年月日
东北石油大学课程设计任务书
课程
题目
专业姓名学号主要内容、基本要求、主要参考资料等：
1、设计主要内容：
根据已有的基础数据，利用所学的专业知识，完成一口井的钻井工程相关参数的计算，最终确定出钻井、完井技术措施。
主要包括井身结构、钻具组合、钻井液、钻井参数设计和完井设计。
2、设计要求：
要求学生选择一口井的基础数据，在教师的指导下独立地完成设计任务，最终以设计报告的形式完成专题设计，设计报告的具体内容如下：
（1）井身结构设计；
（2）套管强度设计；（3）钻柱设计；（4）钻井液设计；
（5）钻井水力参数设计；（6）注水泥设计；（7）设计结果；（8）参考文献；设计报告采用统一格式打印，要求图表清晰、语言流畅、书写规范、论据充分、说服力强，达到工程设计的基本要求。
3、主要参考资料：
王常斌等，《石油工程设计》，东北石油大学校内自编教材陈涛平等，《石油工程》，石油工业出版社，2000《钻井手册（甲方）》编写组，《钻井手册》，石油工程出版社，1990
完成期限
指导教师
专业负责人
钻井工程设计是石油工程的一个重要部分，是确保油气钻井工程顺利实施和质量控制的重要保证，是钻井施工作业必须遵循的原则，是组织钻井生产和技术协作的基础，是搞好单井预算和决算的唯一依据。
钻井设计的科学性、先进性关系到一口井作业的成败和效益。
科学钻井水平的提高，在一定程度上依靠钻井设计水平的提高。
设计应在充分分析有关地质和工程资料的基础上，遵循国家及当地政府有关法律、法规和要求，按照安全、快速、优质和高效的原则进行，并且必须以保证实施地质任务为前提。
主要目的层段的设计必须体现有利于发现与保护油气层，非目的层段的设计主要考虑满足钻井工程施工作业和降低成本的需要。
本设计的主要内容包括：
1、井身结构设计及井身质量要求：
原则是能有效地保护油气层，使不同地层压力梯度的油气层不受钻井液污染损坏；应避免漏、喷、塌、卡等复杂情况发生，为全井顺利钻进创造条件，使钻井周期最短；钻下部高压地层时所用的较高密度钻井液产生的液柱压力，不致压裂上一层管鞋处薄弱的裸露地层；下套管过程中，井内钻井液柱压力之间的压差不致产生压差卡套管等严重事故以及强度的校核。
2、套管强度设计；3、钻柱设计：
给钻头加压时下部钻柱是否会压弯，选用足够的钻铤以防钻杆受压变形；4、钻井液体系；5、水力参数设计；6，注水泥设计，钻井施工进度计划等几个方面的基本设计内容。
第1章设计资料的收集1..
1.1预设计井基本参数1..
1.2邻井基本参数1...
第2章井身结构设计4...
2.1钻井液压力体系4...
2.2井身结构的设计5...
2.3井身结构设计结果6..
第3章套管柱强度设计7..
3.1油层套管柱设计7...
3.2表层套管柱设计9...
3.3套管柱设计结果1..0.
第4章钻柱设计1..1.
4.1钻铤的设计1..1.
4.2钻铤及钻杆长度的计算1..1
4.3钻柱设计结果1..7.
第5章钻井液设计1..8.
5.1钻井液的计算公式1..8
5.3开钻需要加入重晶石量1..9
5.4钻井液设计2..0.
5.5钻井液设计结果2..1.
第6章钻井水力参数的设计2..2
6.1泵的选择2..2.
6.2泵的各种参数计算2..3
6.3泵的设计结果3..1.
第7章注水泥设计3..1.
7.1水泥浆的用量3..1.
7.2设计结果3..4.
第8章设计结果3..5.
参考文献3..7..
第1章设计资料的收集
1.1预设计井基本参数
井号
SJ0046
井别
预探井
坐标
21598491,5079361
设计井深
2100
井口海拔
130
目的层位
h，p
完井层位
青2，3段
地理位置
葡西
构造位置
松辽盆地中央坳陷区古龙凹陷葡西鼻状构造南侧
设计依据
1.设计依据
（1）1997年《勘探方案审定纪要》
（2）本区地震T1，T2构造图
2.钻井目的
（1）证实该目的层是否为构造类型油气藏，以及岩性因素对油气藏影响程度
（2）查明该区的油气情况（3）查明该区的储层特性
1.2邻井基本参数
1．井身结构
井号
项目
钻头尺寸（mm）
下深（m）
套管尺寸（mm）
泥浆密度（g/cm3）
井深
古625
表层
444
210
339
1.05－1.2
215
古625
油层
215
1995
139
1.25－1.35
2000
2．地层压力
井号
井段（m）
地层压力（g/cm3）
3
破裂压力（g/cm3）
古625
0－123
.9
1.5
古625
213－500
.95
1.51
古625
500－800
.96
1.53
古625
800－1100
1
1.55
古625
1100－1400
1.05
1.57
古625
1400－1700
1.08
1.58
古625
1700－2000
1.14
1.6
3．钻具组合
井号
井段（m）
钻头外径（mm）
密度（g/cm3）
钻具组合
古625
0-213
444
1.05-1.2
Φ178×75＋Φ159×26
古625
213-2000
215
1.25-1.35
Φ178×18+Φ214稳定器＋Φ178×9＋Φ214稳定器＋Φ178×＋9Φ214稳定器＋Φ178减震器＋Φ178×95＋Φ159×26
古625
1906-1926
215
1.25-1.35
Φ178取芯筒＋Φ178×7＋5Φ159×26
4．钻井液性能
井号
地质年代
井段（m）
钻井液
类型
密度
（g/cm3）
漏斗粘度
（s）
pH值
静切力（Pa）
塑性粘度
mPs
屈服值（Pa）
N值
K值
失水（API）
古
625
明2段-第四系
0-123
搬土混浆
1.05-1.2
22-45
-
-
-
-
-
-
-
古
625
嫩3段-明2段
213-1450
复合离子钻井液
1.05-1.15
22-35
8-9
5-1
8-15
4-7
.65-.75
.1-.3
1-5
古
625
姚2-3
段-嫩2段
1450-1860
复合离子钻井液
1.15-1.2
35-40
8-9
1-2
15-23
7-12
.60-.65
.3-.4
1-4
古
625
青2-3段-姚2-3段
1860-2000
复合离子钻井液
1.3-1.35
40-45
8-9
2-2.5
25-28
12-14
55-60
4-5
1-4
5．水力参数
井号
钻头尺寸（mm）
井段（m）
泵压（MPa）
钻头压降（MPa）
环空压降（MPa）
冲击力（kN）
喷射速度（m/s）
钻头水功率（kW）
比水功率（%）
上返速度（m/s）
功率利用率（%）
古625
444
0-213
8.04
7.05
.98
6.01
104
325
2
.34
87.79
古625
215
213-1200
15.47
11.53
3.94
8.47
136
597
16
2.3
74.52
古625
215
1200-1460
16.96
14.81
2.15
5.08
151
398
10
1.19
87.32
古625
215
1460-1906
8.96
6.24
2.73
4.37
92
209
5
1.49
69.57
古625
215
1926-2000
17.59
14.7
2.89
5.37
142
395
10
1.19
83.57
古625
215
1906-1926
0
0
6．钻井参数
井号
井段（m）
钻头尺寸
（mm）
钻头类型
生产厂
喷嘴组合
钻压
（kN）
转速（rpm）
排量（l/s）
泥浆密度
（g/cm3）
古
625
0-213
444
X3A
江汉
14+14+14
30-40
65-70
45-48
1.05-1.2
古
625
213-1200
215
3B
大庆
13+13+13
160-180
195-200
48-54
1.05-1.15
古
625
1200-1460
215
J11
江汉
12.7+8.7
120-140
70-110
24-28
1.15-1.2
古
625
1460-1906
215
PM210
大庆
12.7+12.7+12.7
30-40
195-200
30-35
1.2-1.35
古
625
1926-2000
215
ATJ11
江汉
12.7+9.35
120-140
70-110
24-28
1.3-1.35
古
625
1906-1926
215
RC-475
川.克
12.7+10.3
50-80
65-70
35-40
1.3-1.35
7.套管柱设计参数
井号
套管类型
套管层位
井段（m）
外径（mm）
钢级
段重（t）
长度
（m）
壁厚（mm）
累重（t）
抗拉系数
抗挤系数
古625
常规
表层
0-140
139
J-55
7.72
140
3.54
46.85
2.39
14.21
古625
常规
油层
140-950
139
J-55
6.2
810
16.87
43.31
1.8
1.44
古625
常规
油层
950-1995
139
J-55
7.72
1045
26.44
26.44
4.24
1.28
井号
套管层位
上返深度（m）
水泥塞
面深度
（m）
水泥浆密度
（g/cm3）
漏失量
（m3）
水泥品
种标号
注水泥
量（袋）
外加剂
品种
外加剂量（kg）
固井前密度要求
（g/cm3）
古625
表层
1.2
0
1.85-1.9
0
A级
832
0
古625
油层
1.35
905
1.85-1.92
0
G级
1017
0
第2章
井身结构设计
2.1钻井液压力体系
2.1.1最大泥浆密度
max
pmax
Sb
2-1）
式中：
max为某层套管钻进井段中所用最大泥浆密度，g/cm3；pmax为该井段中所用地层孔隙压力梯度等效密度，g/cm3；Sb为抽吸压力允许值的当量密度，取0.036g/cm3。
发生井涌情况时
pmax
SbSf
Hpmax
Hni
Sk
2-2）
式中：
fnk为第n层套管以下井段发生井涌时，在井内最大压力梯度作用下，上
部地层不被压裂所应有的地层破裂压力梯度，g/cm3；Hni为第n层套管
下入深度初选点，m；Sk为压井时井内压力增高值的等效密度，取0.06g/cm3；Sf为地层压裂安全增值，取0.03g/cm3。
2.1.2校核各层套管下到初选点深度Hni时是否会发生压差卡套
9.81H
mmpmax
Sbpmin103
2-3）
MPa；pmin为
式中：
prn为第n层套管钻进井段内实际的井内最大静止压差，
该井段内最小地层孔隙压力梯度等效密度，g/cm3；Hmm为该井段内最小地层孔隙压力梯度的最大深度，m；pN为避免发生压差卡套的许用压差，取12MPa。
2.2井身结构的设计
2.2.1套管层次与深度的确定
根据邻井数据绘制地层压力与破裂压力剖面图，如下图2-1所示
当量钻井液密度（g/cm3）
m
（深井
图2-1地层压力与地层破裂压力剖面图
1.确定表层套管下入深度初选点H1i
试取H1i420m，参考邻井基本参数得：
由公式（2-2）将各值代入得
2100
f1k1.140.0360.02421000.061.5gcm3，根据邻井数据可知420m的f1k420
破裂压力梯度为f420m1.51gcm3，因为f1kf420m且相近所以确定表层套管下
入深度初选点为H1i420m。
2校核表层套管下入到初选点420m过程中是否会发生压差卡套管
参考邻井基本参数得：
在此井段pmax0.95gcm3，pmin0.9gcm3，
Hmm213m，由公式（2-3）得：
pr19.812130.950.0360.91031.797MPa
因为pr1pN，所以不会发生压差卡套管，故表层套管的下入深度为420m。
3确定表层套管下入深度初选点H1i
试取H1i2100m，参考邻井参数得：
由公式（2-2），将各值代入得：
f1k1.140.0360.0240.061.26gcm3，根据邻井数据可知2100m的破裂压力梯度为f2100m1.6gcm，因为f1kf2100m且相近，所以确定油层套管下入深度初选点为H1i=2100m。
4校核油层套管下入到2100m过程中是否发生压差卡套管参考邻井基本参数得：
在此井段pmax1.14gcm3，pmin0.95gcm3，
Hmm500m，由公式（2-3）式得：
pr29.815001.140.0360.9510311.085MPa，因为pr2pN，所以不会发生压差卡套管，故油层套管的下入深度为2100m。
2.3井身结构设计结果
井身结构设计表
井号
项目
井深（m）
套管下深（m）
套管外径（mm）
钻头尺寸
（mm）
SJ0046
表层
425
444
420
339
SJ0046
油层
2100
215
2095
139
第3章套管柱强度设计
3.1油层套管柱设计
3.1.1计算的相关公式
1.某井段的最大外挤压力
pocdgD103（3-1）
式中：
d为该井段所用泥浆的最大密度，g/cm3；D为某段钢级的下深度，m
2.某段钢级套管的最大下入深度
3-2）
D
dgSD10
式中：
D为某段钢级套管抗外挤强度，MPa；SD为最小抗外挤安全系数，取1.25。
3.套管浮力系数
d
KB1d（3-3）
s
式中：
s为某段所用钢材的密度，取7.8g/cm3。
4.安全系数
抗拉安全系数：
St1.8
3.1.2按抗外挤强度设计由下向上选择第一段套管
由公式3-1可知最大外挤压力为
pocdgD11031.359.81209510327.72MPa而允许抗外挤强度为
pcpocSD27.721.2534.65MPa查《钻井手册（甲方）》选择第一段套管
表3-1第一段套管钢级选
钢级
外径
（mm）
壁厚
（mm）
均重
（N/m）
抗拉强度
（kN）
抗挤强度
（MPa）
内径
（mm）
s
（kN）
C-75
168.27
8.94
350.3
2015
38.266
150.4
2313.1
3.1.3确定第二段套管的下入深度和第一段套管的使用长度
1.查《钻井手册（甲方）》选择第二段套管
表3-2第二段套管钢级选择
钢级
外径
（mm）
壁厚
（mm）
均重
（N/m）
抗拉强度
（kN）
抗挤强度
（MPa）
内径（mm）
s
（kN）
K-55
168.27
7.32
291.9
1290
20.477
153.6
1401.2
由公式3-2可知
第二段套管下入深度为D21.3502.00.04978711.251238.22m，则第一段套管使用长度为L1D1D220951238.22856.78m，套管根数为
nL1856.7894.15（根），实际取n95根
9.19.1
故第一段套管实际使用长度为L1959.1864.5（m），第二段套管实际下入深度为D2D1L12095864.51230.5m。
2.双轴应力校核
套管实际所受的挤压力为tdgD21.350.009811230.516.28MPa
查《钻井手册（甲方）》可知
3
2313.1
517.47MPa
103106
1
π0.1682720.15042
4
故t
s
16.28
517.47
0.0315
根据曲线可知z0.9818，则z20150.98181978kN，因此套管
ss
1.35
实际所受拉力为zLqKB350.3864.510311.35250.421kN。
7.8
故zSt250.4211.8450.758（kN）z，满足双轴应力校核要求。
s
3.1.4校核第二段套管使用长度
第二段套管使用长度为L2D21230.5m，套管根数为
L21230.5135.21根，实际取135根。
第二段套管实际使用长度为
9.19.1
L21359.11228.5m。
第二段套管所受最大拉应力为
1.35
zLqkB217.292291.91230.51031250.421547.438KN
7.8
zt547.4381.8985.388KN<1290KN
满足抗拉强度要求。
3.2表层套管柱设计
由公式3-1可知，最大外挤压力为
pocdgD1031.29.814201034.94MPa
而允许抗外挤强度为
pcpocSD4.941.256.175MPa
查《钻井手册（甲方）》选择表层套管：
表3-3表层套管钢级选择
钢级
外径
（mm）
壁厚（mm）
均重
（N/m）
抗拉强度
（kN）
抗挤强度
（MPa）
内径
（mm）
s
（kN）
J-55
339.71
9.65
795.4
2286.4
2.771
320.4
3794.3
415
则表层套管的根数为n41545.6根，实际取n45根，所以实际使用长
9.1
度为L459.1409.5m。
抗拉强度校
表层套管所受最大拉应力为
31.2
zLqKB415795.41031279.26kN
7.8
故zSt279.261.8502.688kN1432.3kN，满足抗拉强度要求。
3.3套管柱设计结果
表3-4套管柱设计参数表
井号
套管
类型
套管
层位
井段
（m）
钢级
外径
（m）
壁厚
（mm）
长度
（m）
SJ0046
常规
表层
0-415
J-55
339.71
9.65
415
SJ0046
常规
油层
0-1230.5
K-55
168.27
7.32
1230.5
SJ0046
常规
油层
1230.5-2095
C-75
168.27
8.94
864.5
第4章钻柱设计
4.1钻铤的设计
根据钻头直径选择钻铤外径，钻铤长度取决于选定的钻铤尺寸与所需钻铤重量。
4.1.1所需钻铤长度的计算公式
Lc
WSN
qcKB
4-1）
式中：
W为设计最大钻压，kN；SN为安全系数,此取SN1.2；KB为钻井液浮
力系数；Lc为所需钻铤的长度,m；qc为每次开钻所需钻铤单位长度重量，
Nm；n为每次开钻所需钻铤的根数，每根钻铤的长度9.1m。
4.1.2计算钻柱所受拉力的公式
pLqLcqcKB（4-2）
式中：
p为钻柱所受拉力，kN；Lc为钻铤长度,m；qc为钻铤单位长度重量，Nm；L为钻杆长度,m；q为钻杆单位长度重量，Nm。
p外挤dgL（4-3）
式中：
p外挤为钻杆所受外挤压力，MPa；d为最小钻井液密度，g/cm3。
4.2钻铤及钻杆长度的计算
4.2.1一次开钻钻具组合
1.0-420m
（1）钻铤长度的确定
查《钻井手册（甲方）》选择钻铤,钻铤外径203.2mm，内径71.4mm，均重
qc2190Nm。
此时KB1d11.050.865，最大钻压W40kN。
Bs7.8
则钻铤长度为LcWSN4013.2526.99m，所用根数为
cqcKB2.191030.846
26.99
n2.97根。
9.1
从而实际用3根钻铤，钻铤实际度为Lc9.1327.3m。
（2）钻杆长度计算及安全校核
查《钻井手册（甲方）》选择钻杆，钻杆外径139.7mm，内径121.4mm，均
重q319.71Nm,钢级D级，钻杆Fy1426.36kN，安全系数为St1.25。
计算最大安全静拉载荷为：
1安全系数法：
Fa10.9FySt0.91426.361026.98kN
a1yt1.25
2设计系数法：
Fa10.9Fyyt0.91426.36855.81kN
3拉力余量法：
Fa10.9FyMOP0.91426.362001083.72kN
比较三种安全校核
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