一口井套管柱设计
完井工程大作业二一口井套管柱设计
班级：油工101
学号：004
姓名：王涛
课程：完井工程
任课教师：孙展利
1基本数据
1)井号：广斜-1井；2)井别：开发井；3)井型：定向井
3井身结构如图所示
4套管柱设计有关数据和要求
表层套管：下深150m，外径Φ339.7mm，一开钻井液密度1.1g/cm3，防喷器额定压力21Mpa,安全系数:抗挤S c=1.0，抗拉S t=1.6，抗内压S i=1.0。要求表层套管的抗内压强度接近防喷器的额定压力，套管钢级用J-55，套管性能见下表。
油层套管：下深3574m，外径Φ139.7mm，二开最大钻井液密度1.32g/cm3，安全系数:抗挤S c=1.125，抗拉S t=1.80(考虑浮力)，抗内压S i=1.10。由于地层主要为盐岩、泥岩，易塑性流动和膨胀，外挤载荷要求按上覆岩层压力的当量密度 2.3g/cm3来计算，按直井(井斜角小)和单向应力来设计，套管钢级选N-80、P-110。
要求要有明确的步骤和四步计算过程(已知条件、计算公式、数据带入、计算结
油层套管设计：
已知条件：
油层套管下深H=3574m，外径Φ139.7mm，二开最大钻井液密度ρ
m
= 1.32g/cm3，安全
系数:抗挤S
c =1.125，抗拉S
t
=1.80(考虑浮力)，抗内压S
i
=1.10。
上覆岩层压力的当量密度ρ
o
=2.3g/cm3，按直井(井斜角小)和单向应力来设计，解：
根据题目要求，本定向井按照直井(井斜角小)和单向应力来设计，根据题目要求外挤
载荷要求按上覆岩层压力的当量密度ρ
o
=2.3g/cm3来计算
第一段套管设计：
1.计算第一段套管应具有的抗挤强度（即第一段套管底端的抗挤强度）
1）按抗挤强度设计第一段套管，因为套管底端的外挤压力最大，所以以套管底端的外挤压力作为第一段套管应具有的抗挤强度，按全掏空计算井底外挤压力，
P b =0.00981*ρ
o
*H=0.00981*2.3*3574=80.64Mpa
2）第一段套管应具有的抗挤强度应为
P c1= P
b
*S
c
=80.64*1.125=90.72Mpa
2.根据第一段套管应具有的抗挤强度，查套管性能表选用P-110，壁厚10.54mm套管，
其抗挤强度为P
c’=100.25 Mpa，抗拉强度为T
t1
=2860.2KN，重量W
1
=0.3357KN/m
第二段套管设计：
1. 第一段套管的顶截面位置取决于第二段套管的可下深度，第二段套管选用抗挤强度比第一段套管低一级的套管，查套管性能表可选P-110，壁厚9.17mm套管，其抗
挤强度为P
c’’=76.532 MPa，抗拉强度T
t2
=2437.6KN，重量为W2=0.2919KN/m
2. 按抗挤强度计算第二段套管的可下深度：
H 2= P
c’’
/(0.00981*ρ
o
* S
c
)=76.532/(0.00981*2.3*1.125)=3023m
3.实际套管因为是10m一根，因此要对可下深度取整，再加上数据误差的安全考虑，
实际第二段套管的深度为H
2=3000m，则第一段套管的段长为L
1
=3574-3000=574m
4.校核第一段套管的安全系数：
1）校核第一段套管的抗挤安全系数第一段套管实际抗挤安全系数为：
S c1= P
c’
/ P
b
=100.25/80.64=1.24>1.125(安全)
2）校核第一段套管的抗拉安全系数（因为套管上端受到的拉力最大，所以第一段套管的拉力强度就是第一段套管上端所受的拉力）
①计算第一段套管的浮力系数
B f =1-ρ
m
/ρ
s
=1-1.32/7.8=0.831
②计算第一段套管的段重（空气中）
T 1=L
1
*W
1
=574*0.3357=192.69KN
③计算第一段套管的浮重（钻井液中）
T 1’= L
1
*W
1
*B
f
=574*0.3357*0.831=160.08KN
④第一段套管的抗拉系数（题目要求考虑浮力影响，因此用浮重计算）
S t1= T
t1
/ T
1’
=2860.2/160.08=17.87>1.8（安全）
第三段套管设计：
1.第二段套管的顶截面位置取决于第三段套管的可下深度，第三段套管选用抗挤强度低一级的套管，查套管性能表可选P-110，壁厚7.72mm套管，其抗挤强度为
P c’’’=51.573 MPa，抗拉强度T
t3
=1979.5KN，抗内压强度P
i
=73.36 Mpa，重量
W
3
=0.2481 KN/m
2.按抗挤强度计算第三段套管的可下深度：
H 3= P
c’’’
/(0.00981*ρ
o
* S
c
)=51.573/(0.00981*2.3*1.125)=2031.76m
3.由于第三段套管要承受其下第一段和第二段套管的重量，其抗挤强度下降，因此要减少第三段套管的下入深度，另外在取整的前提下考虑一定的安全误差，我们假设第三段套管实际下至H
3
=1900m，则第二段套管的段长为
L 2= H
2
- H
3
=3000-1900=1100m
4. 校核第二段套管的安全系数：
1）校核第二段套管的抗挤安全系数
第二段套管实际抗挤安全系数为：（下端面）
S c2= P
c’’
/(0.00981*ρ
o
*H
2
)=76.532/(0.00981*2.3*3000)=1.13>1.125(安全)
2）校核第二段套管的抗拉安全系数（上端面）①计算第二段套管的浮力系数
B f =1-ρ
m
/ρ
s
=1-1.32/7.8=0.831
②计算第二段套管的段重（空气中）
T 2= L
2
*W
2
=1100*0.2919=321.09KN
③计算第二段套管的浮重（钻井液中）
T 2’= L
2
*W
2
*B
f
=1100*0.2919*0.831=266.83KN
④第二段套管上端面的拉力（钻井液中）
T 1’+ T
2’
=160.87+266.83=427.70KN
⑤第二段套管的抗拉系数（题目要求考虑浮力影响，因此用浮重计算）
S t2=T
t2
/( T
1’
+ T
2’
)= 2437.6/(160.08+266.83)=5.71>1.80(安全)
5. 校核第三段套管的安全系数：
1）校核第三段套管的抗挤安全系数
第三段套管实际抗挤安全系数为：（下端面）
S c3= P c ’’’/(0.00981*ρo *H 3)= 51.573/0.00981*2.3*1900=1.2>1.125(安全) 2）校核第三段套管的抗拉安全系数（上端面） ①计算第三段套管的浮力系数
B f =1-ρm /ρs =1-1.32/7.8=0.831
②计算第三段套管的段重（空气中）
T 3= H 3* W 3=1900*0.2481=471.39KN
③计算第三段套管的浮重（钻井液中）
T 3’= H 3* W 3* B f =1900*0.2481*0.831=391.73KN
④第三段套管上端面的拉力（钻井液中）
T 1’+ T 2’+T 3’=160.87+266.83+391.73=819.43KN
⑤第三段套管的抗拉系数（题目要求考虑浮力影响，因此用浮重计算） S t3=T t3/( T 1’+ T 2’ +T 3’)
= 1979.5/(160.87+266.83+391.73)=1979.5/819.43=2.42>1.80(安全)
6.由校核数据可知第三段套管的抗拉系数已经接近题目要求的最小抗拉系数，因此我们设计三段套管，第三段套管即为最后一段油层套管，延伸至井口。
7. 校核第三段套管（井口）的抗内压安全系数（题目要求抗内压强度接近防喷器的额定压力，因此防喷器额定压力为井口内压力） S i ’=P i /P s =73.36/21=3.49>1.10(安全)
表层套管设计：
已知条件：
下深H 表=150m ，外径Φ339.7mm ，一开钻井液密度ρm 表=1.1g/cm 3，防喷器额定压力 P s 表=21Mpa,安全系数:抗挤S c =1.0，抗拉S t =1.6，抗内压S i =1.0。要求表层套管的抗内压强度接近防喷器的额定压力，套管钢级用J-55
解：
1.根据题目要求表层套管的抗内压强度接近防喷器的额定压力21 Mpa ，依据抗内压强度查表，由套管性能表查的选用J-55，壁厚1
2.19mm 套管，其抗挤强度为 P c 表=1
3.445 Mpa ，抗内压强度为P i 表=23.787 Mpa ，抗拉强度为T t 表=3002.5KN ，重量W 表=0.9924KN/m
2.校核表层套管的安全系数：
1）校核表层套管的抗挤安全系数（井底）
①计算表层套管应具有的抗挤强度（按全掏空计算井底外挤压力） P b 表=0.00981*ρm 表*H 表=0.00981*1.1*150=1.62MPa ②表层套管应具有的抗挤强度应为 P c 表=Pb 表*Sc=1.62*1.0=1.62MPa ③表层套管实际抗挤安全系数为：
S c ’=P c 表/ P b 表=13.445/1.62=8.30>1.0(安全) 2）校核表层套管的抗拉安全系数（井口），由于题目抗拉强度没有特别说明，所以从安全考虑我们按照不考虑浮力计算 ①计算表层套管的段重（空气中）
T 表=H 表*W 表=150*0.9924=148.86KN
②表层套管的实际抗拉系数
S t’=T
t表
/ T
表
=3002.5/148.86=20.17>1.6(安全)
3）校核表层套管（井口）的抗内压安全系数（题目要求抗内压强度接近防喷器的额定压力，因此防喷器额定压力为井口内压力）
S i’=P
i表
/P
s表
= 23.787/21=1.13>1.0(安全)
塔设备设计说明书
《化工设备机械基础》 塔设备设计 课程设计说明书 学院：木工学院 班级：林产化工0 8 学号： 姓名：万永燕郑舒元 分组：第四组 目录
前言 摘要 塔设备是化工、石油等工业中广泛使用的重要生产设备。塔设备的基本功能在于提供气、液两相以充分接触的机会，使质、热两种传递过程能够迅速有效地进行；还要能使接触之后的气、液两相及时分开，互不夹带。因此，蒸馏和吸收操作可在同样的设备中进行。根据塔内气液接触部件的结构型式，塔设备可分为板式塔与填料塔两大类。板式塔内沿塔高装有若干层塔板(或称塔盘)，液体靠重力作用由顶部逐板流向塔底，并在各块板面上形成流动的液层；气体则靠压强差推动，由塔底向上依次穿过各塔板上的液层而流向塔顶。气、液两相在塔内进行逐级接触，两相的组成沿塔高呈阶梯式变化。填料塔内装有各种形式的固体填充物，即填料。液相由塔顶喷淋装置分布于填料层上，靠重力作用沿填料表面流下；气相则在压强差推动下穿过填料的间隙，由塔的一端流向另一端。气、液在填料的润湿表面上进行接触，其组成沿塔高连续地变化。目前在工业生产中，当处理量大时多采用板式塔，而当处理量较小时多采用填料塔。蒸馏操作的规模往往较大，所需塔径常达一米以上，故采用板式塔较多；吸收操作的规模一般较小，故采用填料塔较多。 板式塔为逐级接触式气液传质设备。在一个圆筒形的壳体内装有若干层按一定间距放置的水平塔板，塔板上开有很多筛孔，每层塔板靠塔壁处设有降液管。气液两相在塔板内进行逐级接触，两相的组成沿塔高呈阶梯式变化。板式塔的空塔气速很高，因而生产能力较大，塔板效率稳定，造价低，检修、清理方便 关键字 塔体、封头、裙座、。 第二章设计参数及要求 符号说明 Pc ----- 计算压力，MPa； Di ----- 圆筒或球壳内径，mm； [Pw]-----圆筒或球壳的最大允许工作压力，MPa； δ ----- 圆筒或球壳的计算厚度，mm； δn ----- 圆筒或球壳的名义厚度，mm； δe ----- 圆筒或球壳的有效厚度，mm；
固井基础知识
第二部分固井基础知识 第一章基本概念 1、什么叫固井？ 固井是指向井内下入一定尺寸的套管串，并在其周围注以水泥浆，把套管与井壁紧固起来的工作。 2、什么叫挤水泥？ 是水泥浆在压力作用下注入井中某一特定位置的施工方法。 3、固井后套管试压的标准是什么？ 5英寸、5 1/2英寸试压15MPa，30分钟降压不超过 0.5MPa，7英寸，9 5/8英寸分别为10MPa和8MPa，30分钟不超过0.5MPa；10 3/4—13 3/8英寸不超过6MPa，30分钟压降不超0.5MPa。 4、什么叫调整井？ 为挽回死油区的储量损失，改善断层遮挡地区的注水开发效果以及调整平面矛盾严重地段的开发效果所补钻井叫调整井。 5、什么叫开发井？ 亦属于生产井的一种，是指在发现的储油构造上第一批打的生产井。 6、什么叫探井？ 在有储油气的构造上为探明地下岩层生储油气的特征而打的井。 7、简述大庆油田有多少种不同井别的井？ 有探井、探气井、资料井、检查井、观察井、标准井、生产井、调整井、更新井、定向井、泄压井等。 8、什么叫表外储层？ 是指储量公报表以外的储层（即未计算储量的油层）。包括：含油砂岩和未划含油砂岩的所有含没产状的储层。 9、固井质量要求油气层底界距人工井底不少于多少米？探井不少于多少米？ 固井质量要求，调整井、开发井油、气层底界距人工井底不少于25米（探井不少于15米）。 10、调整井（小于等于1500米）按质量标准井斜不大于多少度？探井（小于等于3000米）按质量标准井斜不大于多少度？ 调整井按质量标准井斜不大于3度。探井按质量标准井斜不大于5度。
11、调整井（小于等于1500米）井底最大水平位移是多少？探井（小于等于3000米）井底最大水平位移是多少？ 调整井井底最大水平位移是40米。探井井底最大水平位移80米。 12、目前大庆油田常用的固井方法有哪几种？ （1）常规固井（2）双密度固井（变密度固井）（3）双级注固井（4）低密度固井（5）尾管固井 13、目前大庆油田形成几套固井工艺？ （1）多压力层系调整井固井工艺技术。 （2）水平井固井工艺技术。 （3）斜直井固井工艺技术。 （4）小井眼固井工艺技术。 （5）深井及长封井固井工艺技术。 （6）欠平衡固井工艺技术。 14、水泥头是用来完成注水泥作业的专业工具，常用的有哪几种？（1）简易水泥头；（2）单塞水泥头；（3）双塞水泥头；（4）尾管固井水泥头。 15、5 1/2″水泥头销子直径为多少毫米？ 5 1/2″水泥头销子直径为24mm。 16、常用的套管有哪些规格？ 5″、5 1/2″、7″、7 5/8″、8 5/8″、9 5/8″、10 3/4″、12 3/4″、13 3/8″、20″等。 17、简述技术套管及油层套管的作用？ 技术套管是封隔复杂地层，保证固井顺利进行，安装井口装置，支承油层套管重量，必要时可当油层套管使用。 油层套管是封隔油、气、水层与其它不同压力的地层，如因保护套管形成油气通道，满足开采和增产措施的需要。 18、常用扶正器的规格有哪些？ 5×5 1/4，5 1/2×7 1/2，5 1/2×8 1/2，5 1/2×9 3/4，9 5/8×12 1/4，13 3/8×17 3/4。 19、上胶塞的作用是什么？ （1）在管内隔开水泥浆和泥浆或清水；
井身结构设计
井身结构设计 摘要：井深结构设计是钻井工程的基础设计。它的主要任务是确定导管的下入层次，下入深度，水泥浆返深，水泥环厚度及钻头尺寸。基础设计的质量是关系到油气井能否安全、优质、高速和经济钻达目的层及保护储层防止损害的重要措施。由于地区及钻井目的层的不同，钻井工艺技术水平的高低，不同地区井身结构设计变化较大。选择井身结构的客观依据是底层岩性特征、底层压力、地层破裂压力。正确的井身结构设计决定整个油田的开采。本文基于课本所学的基本内容，对井身结构做一个大致的程序设计。 井身结构设计的内容： 1、确定套管的下入层次 2、下入深度 3、水泥浆返深 4、水泥环厚度 5、钻头尺寸 井身结构设计的基础参数包括地质方面的数据和工程等数据 1．地质方面数据 （1）岩性剖面及故障提示； （2）地层压力梯度剖面； （3）地层破裂压力梯度剖面。 2．工程数据 ，以当量钻井液密度表示；单位g/cm3：如美国墨西（1）抽汲压力系数S w =0.06。我国中原油田Sw=0.015~0.049。 湾地区采用S w ，以当量钻井液密度表示，单位g/cm3。 （2）激动压力系数S g 由计算的激动压力用（2-58）进行计算，美国墨西湾地区取Sg=0.06， S g 我国中原油田Sg=0.015~0.049。 （3）地层压裂安全增值S ，以当量钻井液密度表示，单位g/cm3。 f
S f 是考虑地层破裂压力检测误差而附加的，此值与地层破裂压力检测精度 有关，可由地区统计资料确定。美国油田S f 取值0.024，我国中原油田取值为0.02~0.03。 4）溢流条件S k 以当量钻井液密度表示，单位g/cm3。 由于地层压力检测误差，溢流压井时，限定地层压力增加值S k 。此值由地 区压力检测精度和统计数据确定。美国油田一般取S k =0.06。我国中原油田取值为0.05~0.10。 （5）压差允值P N （P a ） 裸眼中，钻井液柱压力与地层孔隙压力的差值过大，除使机械钻速降低外，而且也是造成压差卡钻的直接原因，这会使下套管过程中，发生卡套管事故，使已钻成的井眼无法进行固井和完井工作。 压差允值和工艺技术有很大关系。压差允值的确定，各油田可以从卡钻资料中（卡点深度，当时钻井液密度、卡点地层孔隙压力等）反算出当时的压差值。再由大量的压差值进行统计分析得出该地区适合的压差允值。 井身结构设计的方法及步骤 1．套管层次和套管柱类型 国内油田套管下入层次为：导管，表层套管，中间套管（或技术套管），油层套管。表层套管，中间套管，油层套管，一般按（339.7244.5177.8139.7mm(13 3/8 9 5/8 7 5 ? in)系列进行设计。 （1）根据区域地质情况，确定按正常作业工况或溢流工况选择 （2）利用压力剖面图中最大地层压力梯度求中间套管下入深度假定点。 自横坐标上找到设计的地层破裂压力梯度 fD ，向下引垂直线与地层破裂压 力梯度线相交，交点即为中间套管下入深度假定点，记点H 3 。
KHW801水平井窄间隙套管柱下入工艺
第２６卷第５期２００４年１０月 石油钻采工艺 ＯＩＬＤＲＩＬＬＩＮＧ＆ＰＲＯＤＵＣＴｌ０ＮＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹ Ｖ０１．２６Ｎｏ．５ Ｏｃｔ．２００４ ＫＨｗ８０１水平井窄间隙套管柱下入工艺 范志国徐秀杰于建克 （新疆石油管理局钻井工艺研究院定向井公司，新疆克拉玛依 刘成 ８３４ＪＤｏｏ）（江汉石油管理局钻井工程处，湖北潜江４３３１２３） 由于地质结构复杂，ＫＨｗ８０１水平井在进人水平段之前多次调整井眼轨迹，井斜超过７０。的井段长达１２０ｍ，致使在陇１５．９ｍｍ井眼中下入仍１７７．８ｍｍ套管难度较大。通过建立套管串下人的力学模型、优选套管串结构、优选下套管前的通井钻具结构、调整钻井液具有良好的润滑性和流变性等措施，确保了Ｄ１７７．８ｍｍ套管顺利下入到井眼中。 １ＫＨＷ８０１水平井概况 １．１井眼情况 ＫＨｗ８０１水平井是新疆油气田公司在准噶尔盆地西北缘布置的一口水平井，该井设计井深４６３１ｍ，水平段长５００ｍ，待开发的目的层是风城组油藏。Ｄ２１５．９ｍｍ钻头钻达地质靶窗Ａ点，下入Ｄ１７７．８ｍｍ尾管，封隔住斜井段复杂地层。用Ｄ１４９ｍｍ钻头钻穿水平段，在水平段采用欠平衡钻井工艺，裸眼完井。实际完钻井深４８０３ｍ，水平段长５５３ｍ，井身结构见图ｌ。 ９３３９．７ｍｍ×５０７ｍ 历４４４．５删×５０７ｍ 巧２４４．５ｍｍ×３１５３ｍ 巧３１１．２ｍｍ×３１５３ｍ Ｈ＼尾管悬挂器２９５６．４９ｍ Ｈ巧１７７－８ｍｍ×４２５０ｍ ｆ｜！：ｌ１９２１５．９啪×４２５０ｍ Ｉ呱Ｉ ｜＼、｛：Ｎ竺竺骂 【．ｊ、～一～————————————Ｌ 导眼巧２１５．９ｍｍ×４６１３ｍ 图１ＫＨｗ８０１井的井身结构 由于ＫＨｗ８０１井所处地质结构复杂，可参考、对比的地层资料少，在实钻过程中多次调整地质靶窗，特别是井斜达７０。以后的３次调整地质靶窗（见表１），增加了井眼轨迹的控制难度，也为珏１７７．８ｍｍ套管在Ｄ２１５．９ｍｍ井眼中下入增加了风险。 表１睨１５．９ｍｍ井眼套管下入的井眼轨迹 １．２套管下入的技术难点 从表１可见，大斜度井段长，超过７０。的井段近１２０ｍ，最大狗腿度达２８．５８（。）／３０ｍ，大幅度地增加了套管下人的摩阻，致使套管在下人过程中容易黏卡，建议套管在井内静止时间不易过长。 ２技术准备 ２．１套管摩阻的分析计算 为准确计算套管的摩阻，以预测实钻井眼套管柱下入的可能性及选择合适的下人方法，推导出摩阻力学模型和数学模型，利用计算机软件对套管下人摩阻进行了分析，分析步骤：（１）选择滑动阻力较小的扶正器；（２）确定实际扶正器的间距；（３）计算每一扶正器处的侧面载荷；（４）计算扶正器的偏移量；（５）确定２个扶正器间套管的扰度；（６）计算总的摩阻力；（７）如果摩阻力太大或居中度不够，就要改变扶正器的间距；（８）重复第２步，直到使居中度比较高而摩阻比较小为止。 ２．２套管管串的设计 为提高套管串的强度，保证套管在下入过程中受到较大载荷时不被损坏，人井套管选用高钢级的Ｐ１１０套管，梯型连接扣。尾管悬挂器是ｘＧ２４５×１７８（Ｃ）型，这种悬挂器多次在水平井上应用，它最大载荷可达１３００ｋＮ。所用的扶正器是刚性纺锤形扶正器，其特点：一是将套管与井壁间的线接触变为 作者简介：范志国，１９８４年毕业于江汉石油学院钻井专业，现主要从事水平井、定向井技术服务工作，高级工程师。电话：０９９０一６９７７７ｌＯ。 万方数据 万方数据
水平井内套管柱下入过程的数值模拟
石油机械 一２８一ＣＨＩＮＡＰＥＴＲＯＬＥＵＭＭＡＣＨＩＮＥＲＹ２０１０年第３８卷第３期．Ｉ设计计算◆ 水平井内套管柱下入过程的数值模拟＋ 陈勇刘飞张兴国陈若铭陈森强钟智慧 （西部钻探工程有限公司克拉玛依钻井工艺研究院） 摘要利用有限元软件建立了水平井中弯曲井眼段套管柱下入的力学模型，动态模拟了水平井眼造斜段内套管柱的下入过程，并对套管柱在下入过程中的受力情况进行了分析。结果表明，套管柱进入弯曲段后，最大等效应力首先发生在套管柱的底部，随着套管柱下入深度的增加，套管上的等效应力值不断变化，同时套管柱在下入过程中会发生塑性变形。下入过程中，由于套管的弯曲和阻力作用会促使套管与井壁呈交错接触状态。大曲率井眼中管柱下井所需的下入力比小曲率井中所需的下入力要大，这与实际的管柱下入过程相吻合。井眼的摩阻条件对套管的安全下入有较大影响，光滑的井眼条件产生的摩阻力更小，更加有利于套管柱的下入。 关键词水平井套管柱下入过程数值模拟 ０‘引言 目前，水平井技术已成为一项成熟的钻井技术，并以很快的速度推广和普及，已成为提高油田勘探开发综合效益的重要途径。一般来讲，水平井井身剖面包括垂直段、造斜段和水平段３部分。在造斜段，井身处于弯曲状态，位于造斜段的套管柱随井身一起弯曲，受到重力、浮力、摩擦阻力和弯曲应力等各种力的作用，受力情况十分复杂。套管柱能否安全顺利地通过水平井弯曲段，关系到水平井钻完井的成败¨曲１。 对套管下入问题的研究主要存在２种分析计算方法：一种是解析模型计算法，另一种是计算机数值模拟技术，即有限元仿真技术＂ｑＪ。由于套管在下人过程中所受工况的复杂性，导致解析模型无法精确地求出所需结果，而计算机数值模拟技术已成为研究油气井工程问题的一种有效手段，并在各行各业得到了广泛应用。笔者利用有限元软件建立了水平井中弯曲井眼段套管下人的力学模型，动态模拟了水平井眼造斜段内套管柱的下人过程，对套管柱在下入过程中的受力情况进行了分析，得到了套管随井眼轨迹的弯曲变形以及套管与井壁的接触情况，进而确定套管在水平井中的可下人性。其分析结果可为实际工程提供参考。 １有限元模型的建立 在有限元力学分析时，不可能完全考虑所有的影响因素，笔者对该模型做了适当简化：①设定井壁为刚性；②套管柱下入初始时刻，管柱轴线与井眼轴线重合；③井眼形状规则，设定井眼的弯曲部分为空间斜平面上的一段等曲率圆弧；④不考虑起下钻时的动载荷影响。 为了尽可能地模拟实际的套管下入过程，必须考虑到套管柱与井壁的相互作用。建立如图ｌ所示 图１套管下入的有限元模型 ｌ—套管；２ｂ井壁。 的套管一井壁接触模型，套管钢级为Ｎ８０，套管外径１７７．８０ｍｍ，壁厚８．０５ｍｍ，其屈服强度为５５１ＭＰａ，弹性模量Ｅ＝２．０５×１０５ＭＰａ，泊松比为 ?基金项目：国家自然科学基金资助项目“基于数值模拟的复杂地层地应力场反演研究”（５０７７４０６３）。万方数据
塔设备机械计算
第四章塔设备机械设计 塔设备设计包括工艺设计和机械设计两方面。机械设计是把工艺参数、尺寸作为已知条件，在满足工艺条件的前提下，对塔设备进行强度、刚度和稳定性计算，并从制造、安装、检修、使用等方面出发进行机构设计。 4.1设计条件 由塔设备工艺设计设计结果，并查相关资料[1],[9]知设计条件如下表。 表4-1 设计条件表
4.2设计计算 4.2.1全塔计算的分段
图4-1 全塔分段示意图 塔的计算截面应包括所有危险截面，将全塔分成5段，其计算截面分别为：0-0、1-1、2-2、3-3、4-4。分段示意图如图4-1。
4.2.2 塔体和封头厚度 塔内液柱高度：34.23.15.004.05.0=+++=h （m ） 液柱静压力：018.034.281.992.783101066=???==--gh p H ρ（MPa ） 计算压力：1=+=H c p p p MPa （液柱压力可忽略） 圆筒计算厚度：[]94.60 .185.017022000 0.12=-???=-= c i c p D p φσδ（mm ） 圆筒设计厚度：94.8294.6=+=+=C c δδ（mm ） 圆筒名义厚度：108.094.81=?++=?++=C c n δδ（mm ） 圆筒有效厚度：8210=-==-=C n e δδ（mm ） 封头计算厚度：[]93.60 .15.085.017022000 0.15.02=?-???=-= c i c h p D p φσδ（mm ） 封头设计厚度：93.8293.6=+=+=C h hc δδ（mm ） 封头名义厚度：108.093.81=?++=?++=C hc hn δδ（mm ） 封头有效厚度：8210=-==-=C hn he δδ（mm ） 4.2.3 塔设备质量载荷 1. 塔体质量 查资料[1],[8]得内径为2000mm ，厚度为10mm 时，单位筒体质量为495kg/m ，单个封头质量为364kg 。 通体质量：5.121275.244951=?=m （kg ） 封头质量：72823642=?=m （kg ） 裙座质量：14850.34953=?=m （kg ） 塔体质量：5.1434014857285.1212732101=++=++=m m m m （kg ） 0-1段：49514951-0,01=?=m （kg ）
套管柱在水平井弯曲段的可下入性
第25卷第1期1997年3月 石 油 钻 探 技 术 PET R OL EU M CR IL LI NG T ECHN IQ U ES V ol.25,N o.1 M ar.,1997 钻井技术 套管柱在水平井弯曲段的可下入性 王德新 于润桥 (山东东营 257062) (河北固安 102700) 提要 套管柱在水平井弯曲段随井眼弯曲产生较大的弯曲应力和受到较大的摩擦阻力,有可能产生强度破坏、密封失效、稳定性破坏而不能下入。下套管前应对套管柱通过弯曲段的可能性加以判断,其准则是:(1)下套管通过弯曲段时,套管柱在直井段的浮重应大于总摩阻;(2)弯曲应力与拉应力之和小于套管的最小许用应力;(3)在弯曲段套管柱不发生屈曲变形;(4)螺纹密封不应失效。经判断套管柱不能通过弯曲段时,可用不封固井底的完井方式(如裸眼完井及其变种形式)。 主题词 下套管 水平井 弯曲井眼 摩擦力 浮力 套管应力 套管变形 密封 完井 水平井的出现与兴起给油气勘探和开发带来新的生机。但水平井中的钻柱及套管柱受力分析比较复杂。在水平井弯曲段(主要是大斜度井段),钻柱、套管柱要随井眼一起弯曲,除受到重力、浮力作用外,还有摩擦阻力、弯曲应力等附加力作用。井眼曲率半径越小,附加力越大。在短曲率半径水平井中可使用柔性钻杆钻进。但在没有柔性套管的情况下,普通套管柱能否顺利通过水平井弯曲段,关系到水平井的完成方式,应根据套管柱的受力分析加以判断。 一、主要问题 套管柱在通过水平井弯曲段时受力较复杂,会出现直井段中不可能遇到的一些问题: 1.套管柱通过弯曲段时随井眼弯曲承受弯曲应力作用。弯曲应力随井眼曲率半径的减小而增加。弯曲应力有可能超过其钢材强度的极限,引起套管的破坏。 2.套管基本上属于薄壁管或中厚壁管。套管柱随井眼弯曲变形时,即使弯曲应力未超过钢材的屈服极限,但由于套管丧失稳定性而形成椭圆状套管截面。因椭圆的短轴小于套管公称尺寸,故某些工具无法下入,这是后续生产所不允许的。套管柱弯曲严重时也有可能产生屈曲变形破坏。 3.套管接箍处的螺纹在随井眼弯曲时产生弯曲变形,有可能引起套管柱的密封失效,这也是后续生产所不允许的。 4.井眼弯曲时套管柱紧贴下井壁。进入水平段后套管柱会完全贴在下井壁上,此时,套管柱与地层的接触段很长,地层对套管柱的摩擦阻力相当大,可能使下套管受阻;也可能因套管刚性很大使套管柱卡在井眼的弯曲段而无法下入。 这些问题是直井段中所没有的。在水平井中,井眼的曲率半径越小,上述问题出现的几率越大,问题越严重。套管直径越大,问题也越多。对于某些水平井来讲,采用下套管完井是相当困难的。 二、受力分析 套管柱在水平井中除受重力、浮力之外,在弯曲段还要受到地层摩擦阻力、套管弯曲应力。水平井中重力和浮力的计算与直井中基本上相同。 1.摩擦阻力 在水平井水平段和弯曲段,套管柱贴向井壁的下侧。地层和套管柱接触产生摩擦阻力。摩擦阻力的合力方向是沿套管柱的(在直井段,摩擦阻力方向是垂直的)。摩擦阻力的大小与地层岩石的摩擦系数有关,与地层和套管柱的接触长度有关,也与井眼的倾斜角度有关。套管柱受到的摩擦阻力的计算模式较多,在实际应用中可根据具体情况选用。 在水平井的水平段和弯曲段,地层对套管柱的摩擦阻力将比直井中大许多。要想继续下套管,按近似计算方法,水平段以上套管柱的浮重必须大于总
一口井套管柱设计
完井工程大作业二一口井套管柱设计 班级：油工101 学号：004 姓名：王涛 课程：完井工程 任课教师：孙展利
1基本数据 1)井号：广斜-1井；2)井别：开发井；3)井型：定向井 3井身结构如图所示 4套管柱设计有关数据和要求 表层套管：下深150m，外径Φ339.7mm，一开钻井液密度1.1g/cm3，防喷器额定压力21Mpa,安全系数:抗挤S c=1.0，抗拉S t=1.6，抗内压S i=1.0。要求表层套管的抗内压强度接近防喷器的额定压力，套管钢级用J-55，套管性能见下表。 油层套管：下深3574m，外径Φ139.7mm，二开最大钻井液密度1.32g/cm3，安全系数:抗挤S c=1.125，抗拉S t=1.80(考虑浮力)，抗内压S i=1.10。由于地层主要为盐岩、泥岩，易塑性流动和膨胀，外挤载荷要求按上覆岩层压力的当量密度 2.3g/cm3来计算，按直井(井斜角小)和单向应力来设计，套管钢级选N-80、P-110。 要求要有明确的步骤和四步计算过程(已知条件、计算公式、数据带入、计算结
油层套管设计： 已知条件： 油层套管下深H=3574m，外径Φ139.7mm，二开最大钻井液密度ρ m = 1.32g/cm3，安全 系数:抗挤S c =1.125，抗拉S t =1.80(考虑浮力)，抗内压S i =1.10。 上覆岩层压力的当量密度ρ o =2.3g/cm3，按直井(井斜角小)和单向应力来设计，解： 根据题目要求，本定向井按照直井(井斜角小)和单向应力来设计，根据题目要求外挤 载荷要求按上覆岩层压力的当量密度ρ o =2.3g/cm3来计算 第一段套管设计： 1.计算第一段套管应具有的抗挤强度（即第一段套管底端的抗挤强度） 1）按抗挤强度设计第一段套管，因为套管底端的外挤压力最大，所以以套管底端的外挤压力作为第一段套管应具有的抗挤强度，按全掏空计算井底外挤压力， P b =0.00981*ρ o *H=0.00981*2.3*3574=80.64Mpa 2）第一段套管应具有的抗挤强度应为 P c1= P b *S c =80.64*1.125=90.72Mpa 2.根据第一段套管应具有的抗挤强度，查套管性能表选用P-110，壁厚10.54mm套管， 其抗挤强度为P c’=100.25 Mpa，抗拉强度为T t1 =2860.2KN，重量W 1 =0.3357KN/m 第二段套管设计： 1. 第一段套管的顶截面位置取决于第二段套管的可下深度，第二段套管选用抗挤强度比第一段套管低一级的套管，查套管性能表可选P-110，壁厚9.17mm套管，其抗 挤强度为P c’’=76.532 MPa，抗拉强度T t2 =2437.6KN，重量为W2=0.2919KN/m 2. 按抗挤强度计算第二段套管的可下深度： H 2= P c’’ /(0.00981*ρ o * S c )=76.532/(0.00981*2.3*1.125)=3023m 3.实际套管因为是10m一根，因此要对可下深度取整，再加上数据误差的安全考虑， 实际第二段套管的深度为H 2=3000m，则第一段套管的段长为L 1 =3574-3000=574m 4.校核第一段套管的安全系数：
固井设计
第七章固井设计 7.1 套管柱强度设计 7.2 注水泥设计 7.3 固井质量检测与评价 7.3.1 注水泥质量要求 （1）油气层固井，设计水泥返高应超过油气层顶界150cm，实际封固油气层顶部不少于50cm。其中，要求合格的水泥环段，对于浅层2000m的井不少于10m，深于2000m的井不少于20m。 （2）为了保证套管鞋封固质量，油层套管采用双赛固井时，阻流环距套管鞋长度不少于10m，技术套管一般为20m，套管鞋应该尽量靠近井底。 （3）油气层底界距人工井底不少于15m。 其中，第（2）条是为了防止上胶塞下行时所刮下的套管内表面上的液膜浆体污染水泥浆，而影响套管鞋附近的水泥封固质量；第（3）条是为了满足采油方面的需要。 7.3.2 水泥环质量检测和评价 1、井温测井 水泥水化反应是一放热反应，凝结过程中所放出的热量通过套管传给套管内流体，可使井温温度上升一定数值；而环空中没有水泥的井段，井内温度为正常温度。利用这一特征，可以测定水泥浆在环空中的返高位置。 2、声幅测井 声幅测井是根据声学原理所进行的测井。在井下，从测井仪声波发射器发射出声波，声波向四周以近似球状的波阵面发散，通过不同介质和路线后传播到接收器。最先到达接收器的是沿着套管传播的滑行波所产生的折射波，其次是传到地面后又传播回来的地层波。尽量在钻井液内声波的传播距离最短，但是由于在钻井液内声速相对较低，所以钻井液波到达最迟。声幅测井记录是最先到达的套管波的首波幅度。 套管内钻井液的分布及性质是不变的，因此向管内散失的能量为恒定值。在此基础上，套管波的衰减程度管外水泥与套管的胶结情况。实验证明，套管首波幅度的对数与套管周围水泥未胶结部分所占套管周长的百分数之间存在线性关系，即与套管胶结的水泥越多，所接收的声幅越小；而当管外全为钻井液时，多接收的声幅最大。实际的深海声幅测井远比这复杂，以上述为基本原理。 沿井深由下而上进行测试，就可得到一条沿井深反映水泥与套管胶结情况的声幅测井曲线。应用声幅测井曲线检测水泥环质量是通过相对幅度进行的（以环空内全为钻井液的自由套管段的声幅值为基准）。 ×100%（7-1） 相对幅度=目的段声幅曲线幅度 自由套管段声幅曲线幅度 3、声幅变密度测井 声幅测井记录的是套管首波幅度。声波变密度测井是用接收器将套管波、地层波等声波幅度按到达时间先后厕灵记录，再用一定方法显示，以评价水泥环质量的测井方法。当进行变密度测井时，同时进行声幅测井。 变密度测井因为能够记录地层波，因此能够反映出水泥与地层的胶结情况。将变密度测井结果与声幅测井结果对比分析，可以更全面地评价水泥环质量。
套管强度设计例题
设计举例： 例题：某井177.8 mm(7 英寸)油层套管下至3500 m ，下套管时的钻井液密度为1.303 /cm g ，水泥返至2800 m ，预计井内最大内压力 35 MPa ，试设计该套管柱 （规定最小段长500 m ）。规定的安全系数：Sc=1.0，Si = 1.1，St =1.8 解：（1）计算最大内压力，筛选符合抗内压要求的套管 抗内压强度设计条件为： 筛选套管： C-75，L-80，N-80，C-90，C-95，P-110 按成本排序： N-80 < C-75 < L-80 < C-90< C-95< P-110 （2）按抗挤设计下部套管段，水泥面以上双向应力校核 1）计算最大外挤力， 选择第一段套管 Pa D p m oc 5.4463535003.181.981.9max =??==ρ 1oc c c p S p ?≤ 5.446350.15.4463548401=?≥ 安全 2）选择第二段套管 选低一级套管，第一段抗拉强度校核 22oc c c p S p ?≤ 229.81m c c D S p ρ?≤ 2237301 29259.819.81 1.3 1.0 c m c p D m S ρ≤ ==?? 第二段套管可下深度D 2，第一段套管长度L 1 取D 2=2900m (留有余量) m D D L 60029003500211=-=-= 双向应力强度校核，最终确定D 2和L 1 D 2 =2900 m ＞2800 m ，超过水泥面，考虑双向应力
危险截面：水泥面2800m 处 浮力系数：834.085 .73.111=-=-=s m f K ρρ 轴向拉力： ()()水泥面11222800 0.8340.42346000.379529002800243.2m B F K q L q D kN ??=+-?? ??=??+?-=?? 存在轴向拉力时的最大限度允许抗外挤强度： 水泥面 22 2243.21.030.7437301 1.030.74354922686.7m ca c s F p p kPa F ?? ??=-=?-= ? ? ??? ?? 2280035492 0.9919.81 1.32800 ca C oc p S p '= == 1.0 安全 水泥胶结面处 套管2： 危险截面 2700 m 处，Sc = 1.02 > 1.0 安全 两段套管交接处 试取D 2 = 2700 m ，L 1 = 800m 计算套管抗拉安全系数：112655.6 7.84 1.80.4234800 sll t a F S F '= ==>? 安全 最终结果：D 2 = 2700 m ，L 1 = 800m 3）选择第三段套管； 轴向拉力：() 211223 m B F K q L q D D ??=+-?? 存在轴向拉力时的最大限度允许抗外挤强度： 2333 23 3 1.030.74 1.09.81m c s ca c ccD m F p F p S p D ρ? ? - ?? ? '= =≥ 试算法，取 D3 =1700 m , 计算得 Sc= 1.03 计算第二段顶部的抗拉安全系数 () ()211223 0.42348000.379427001700718a F q L q D D kN =+-=?+?-=
完整word版,Wellcat钻井完井管柱设计介绍
高温高压井管柱设计和分析软件– WellCat WellCat可为管柱设计提供一体化设计和分析解决方案。WellCat解决了管柱设计学科中的最复杂问题，即精确预测井下温度、压力剖面、管柱载荷和由之引起的位移等难题。在Windows操作环境下的Wellcat软件由5个可独立运行的模块（Drill钻井、Pro开发、Casing套管、Tube油管、Multistring多管串）组成。 对高温高压油井不采用WellCat进行设计的潜在危险是，由于环空流体膨胀可能造成管柱失效，造成井漏和井喷，考虑到油藏的油气损失、勘探和开发费用以及对健康安全和环境（HSE）的影响。 该软件主要解决常温套管设计软件所不能解决的如下管柱设计中的最复杂的难题： ①水下油井的环空热膨胀是否会引起套管损坏――内层管柱挤毁，外层管柱崩裂？ ②由温度、压力产生的对整个套管和油管系统的载荷会不会引起井口移位运动及载荷的重新分布？ ③如何消除套管和油管的弯曲，或将其限制在一定的范围内？ ④在深井钻井过程中，套管在未凝固的水泥是否弯曲，在采油过程中，如何避免这类问题？ ⑤小排量的反循环顶替封隔液对油管是起加热还是冷却作用？ ⑥在确保安全和可靠的前提下，有没有大幅度降低管材成本的途径？ 解决以上问题，需要解决三大重点问题，这也是WELLCAT所具有的三大主要功能： 功能之一：精确模拟井的生命周期中任何时刻时的井下温度场与压力场 功能之二：分析各种工况下管柱的受力情况，完成三轴应力校核 功能之三：模拟流体膨胀与管柱变形情况，计算由此而来的附加载荷 WELLCAT具有五个独立的模块，分别是：Drill钻井、Pro开发、Casing套管、Tube 油管、Multistring多管串。 ?瞬态及稳态分析 ?在分析热交换过程中，考虑井眼周围一定范围内的地层温度的变化，提高了温度模拟精度
井身结构设计规范标准
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 。
塔里木非常规井身结构及套管程序设计
塔里木油田非常规井身结构及套管程序 二〇〇六年十月
1.塔里木现行井身结构及其缺陷 1.1.塔里木现行井身结构 塔里木油田目前主要采用的井眼套管程序为： 20"×13 3/8"×9 5/8"×7"×5" 这套井身结构在塔里木油田应用17年，能够满足台盆区的钻井生产需要。这套结构具有套管规格标准、供货渠道通畅、工具及井口配备成熟、使用方便等优点。 1.2.塔里木现行井身结构存在的缺陷 总体来说，塔里木现行井身结构存在以下一些缺陷： (1)不利于应对复杂地层深井、超深井地质变化引发的复杂钻井工程 问题； (1)8 1/2"（井眼）×7"（套管）、6"（5 7/8"）（井眼）×5"（套管） 环空间隙窄，固井质量差； (1)套管强度偏低。 1.2.1.两层、三层井身结构存在的缺陷 目前哈得地区普遍采用两层井身结构，这里以任选的哈得19井为例，图给出了该井的井身结构设计图。 三层井身结构主要在塔中地区采用，这里以任选的塔中82井为例，图给出了该井的井身结构设计图。
图哈得19井设计井身结构
图塔中82井井身结构设计图
上面给出的这种两层和三层的井身结构存在的一个突出问题是：8 1/2"裸眼井段长，一般4000米左右，最长达5200米，经常发生电测、阻卡、下套管井漏、开泵不通、开泵不返、固井质量差等问题， 2004年到现在此类事故复杂25起，损失时间166天，具体统计情况见表。 表 2004年到现在塔里木探井φ8 1/2"井眼钻井复杂问题统计
1.2.2.四层井身结构存在的缺陷 目前采用的4层套管程序为：13 3/8"×9 5/8"×7"×5" 英买力地区的井普遍采用这种井身结构。这里以任选的英买36井为例，图给出了该井的井身结构设计图。 这种井身结构存在的问题是：9 7/8"套管封盐层，强度不够，若采用10 3/4"套管环空间隙小，下套管风险大。 1.2.3.五层井身结构存在的缺陷 目前采用的5层套管程序为：20"×13 3/8"×9 5/8"×7"×5" 这种井身结构普遍用于山前预探井和评价井，如却勒6井、博孜1井，这里给出却勒6井的井身结构设计图，见图。
塔设备强度计算裙座基础环和螺栓计算
㈡基础环板设计 1. 基础环板内、外径的确定 裙座通过基础环将塔体承受的外力传递到混凝土基础上，基础环的主要尺寸为内、外直径（见下图），其大小一般可参考下式选用 （4-68） 式中： D -基础环的外径，mm； ob D -基础环的内径，mm； ib D -裙座底截面的外径，mm。 is 2. 基础环板厚度计算 在操作或试压时，基础环板由于设备自重及各种弯矩的作用，在背风侧外缘的压应力最大，其组合轴向压应力为： （4-69） 式中： A -基础环面积，mm2； b W -基础环的截面系数，mm3； b （1）基础环板上无筋板 基础环板上无筋板时，可将基础环板简化为一悬臂梁，在均布载荷s bmax的作用下，基础环厚度： （4-70） 式中： d -基础环厚度，mm； b [s]b-基础环材料的许用应力，MPa。对低碳钢取[s]b=140MPa。 （2）基础环板上有筋板 基础环板上有筋板时，筋板可增加裙座底部刚性，从而减薄基础环厚度。此时，可将基础环板简化为一受均布载荷s bmax作用的矩形板（b×l）。基础环厚度：
（4-71） 式中： d b -基础环厚度，mm； M s -计算力矩，取矩形板X、Y轴的弯矩M x、M y中绝对值较大者，M x、M y按计算，N·mm/mm。无论无筋板或有筋板的基础环厚度均不得小于16mm。 ㈢地脚螺栓 地脚螺栓的作用是使设备能够牢固地固定在基础底座上，以免其受外力作用时发生倾倒。在风载荷、自重、地震载荷等作用下，塔设备的迎风侧可能出现零值甚至拉力作用，因而必须安装足够数量和一定直径的地脚螺栓。塔设备在基础面上由螺栓承受的最大拉应力为： （4-72）式中： s B-地脚螺栓承受的最大拉应力，MPa。 当s B≤0时，塔设备可自身稳定，但为固定塔设备位置，应设置一定数量的地脚螺栓。 当s B>0时，塔设备必须设置地脚螺栓。地脚螺栓的螺纹小径可按式（4-73）计算： （4-73） 式中： d1-地脚螺栓螺纹小径，mm； C2-地脚螺栓腐蚀裕量，取3mm； n-地脚螺栓个数，一般取4的倍数；对小直径塔设备可取n=6； [s]bt-地脚螺栓材料的许用应力，选取Q-235-A时，取[s]bt=147MPa；选取16Mn时，取[s]bt=170MPa。圆整后地脚螺栓的公称直径不得小于M24。 ㈣裙座体与塔体底封头的焊接结构 裙座体与塔体的焊接形式有下表所示的两种： 名称结构要求特点适用对象 对接焊 缝裙座与塔体直径相等，二者对 齐焊在一起 焊缝承受压应力作用，可承受较高 的轴向载荷 大型塔设备 搭接焊 缝 裙座内径稍大于塔体外径焊缝承受剪应力作用，受力条件差小型塔设备1．裙座体与塔体对接焊缝（如）J-J截面的拉应力校核 （4-74）
第十七章 塔设备强度设计计算
第十七章塔设备强度设计计算 一、塔体的强度计算 安装在室外的高度与直径比（H/D）较大的塔设备，除承受操作压力外，还要承受质量载荷、风载荷、地震载荷和偏心载荷等，见塔设备各种载荷示意图。因此，在进行塔设备设计时必须根据受载情况进行强度计算与校核。 塔设备各种载荷示意图 ㈠按设计压力计算筒体及封头壁厚 按本篇第十五章"容器设计基础"中内压、外压容器的设计方法，计算塔体和封头的有效厚度。
㈡塔设备所承受的各种载荷计算 以下要讨论的载荷主要有：操作压力；质量载荷；风载荷；地震载荷；偏心载荷。 １．操作压力 当塔为内压时，在塔壁上引起周向及轴向拉应力；当塔为外压时，在塔壁上引起周向及轴向压应力。操作压力对裙座不起作用。 ２．质量载荷 塔设备的质量包括塔体、裙座体、内构件、保温材料、扶梯和平台及各种附件等的质量，还包括在操作、停修或水压试验等不同工况时的物料或充水质量。 设备操作时的质量 m0=m1+m2+m3+m4+m5+m a+m e（4-42） 设备的最大质量（水压 试验时） m max （4-43） =m1+m2+m3+m4+m w+m a+m e 设备最小质量m min =m1+0.2m2+m3+m4+m a+m e（4-44） 式中： m1:塔体和裙座质量，K g； m2:内件质量，K g； m3:保温材料质量，K g； m4:平台、扶梯质量，K g； m5:操作时塔内物料质量，K g； m a:人孔、接管、法兰等附件质量，K g； m e:偏心质量，K g； m w:液压试验时，塔内充液质量，K g；
0.2m 2:考虑内件焊在塔体上的部分质量，如塔盘支承圈、降液管等。 当空塔吊装时，如未装保温层、平台、扶梯等，则m min 应扣除m 3和m 4。 在计算m 2、m 4及m 5时，若无实际资料，可参考表4-25进行估算。 表4-25 塔设备部分内件、附件质量参考值 ㈢ 圆筒的应力 1．塔设备由内压或外压引起的轴向应力 （4-55） 式中 σ1-由内压或外压引起的轴向应力，MP a ； p -设计压力，MP a ； D i -筒体内径，mm ； δei -i -i 截面处筒体有效壁厚，mm 。 2．操作或非操作时，重量及垂直地震力引起的轴向应力（压应力） （4-56） 式中： σ2-重量及垂直地震力引起的轴向应力，MP a ；