ICS 75.020 SY E 13 备案号：24338—2008 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T5724—2008 代替SY/T5724--1995，SY/T5322—2000，SY/T5334—1996 套管柱结构与强度设计 Design for casing string structure and strength 2008一06一16发布 2008一12一01实施 发布 国家发展和改革委员会 SY/T5724—2008 目 次 前言 1 范围 规范性引用文件 3 术语和定义 4 符号及代号 5 套管柱结构设计 6 套管柱强度设计. 10 7套管扶正器设计.. 17 附录A（资料性附录） 其他套管强度设计公式 20 附录B（资料性附录) 套管设计实例… 21 附录C（资料性附录） 套管扶正器安装间距计算与弹簧片型套管扶正器载荷挠度曲线示例..29 SY/T5724—2008 前 言 本标准整合修订并代替SY/T5724—1995《套管串结构设计》、SY/T5322—2000《套管柱强度 设计方法》和SY/T5334一1996《套管扶正器安装间距计算方法》。 本标准与SY/T5724—1995，SY/T5322—2000和SY/T5334—1996相比，主要变化如下： 套管柱结构设计中增加了套管选型推荐方法。 套管强度设计的内容，增加了接箍泄漏压力计算模型；修改了二维、三维井眼轴向力计算模 型；增加了热采井套管强度计算模型。 扶正器间距设计中增加了对刚性扶正器性能要求。 本标准的附录A、附录B和附录C为资料性附录。 本标准由石油钻井工程专业标准化委员会提出并归口。 本标准负责起草单位：中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院德州石油钻井研究所，中 国石油大学（北京）。 本标准主要起草人：丁士东、覃成锦、周仕明、高德利、张克坚、桑来玉、王其春。 本标准所代替标准的历次版本发布情况为： SY/T5322—1988，SY/T5322—2000; SY/T5334—1988，SY/T5334—1996； SY/T5724—1995。 Ⅱ SY/T57242008 套管柱结构与强度设计 1范围 本标准规定了套管柱结构设计、套管柱强度设计和套管扶正器安装间距计算方法。 本标准适用于石油天然气井固井用套管柱结构设计、套管柱强度设计和套管扶正器安装间距 计算。 2规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有 的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方 研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB/T19831.1石油天然气工业套管扶正器第1部分弓形弹簧套管扶正器 SY/T5083尾管悬挂器及尾管回接装置 SY/T5150分级注水泥器 SY/T5313—2006钻井工程术语 SY/T5374.1固井作业规程第1部分：常规固井 SY/T5374.2固井作业规程第2部分：特殊固井 SY/T5476 内管法注水泥器 SY/T5618 套管用浮箍、浮鞋 SY/T6222 套管外封隔器 3术语和定义 SY/T5313一2006确定的以及下列术语和定义适用于本标准。 3.1 屈服挤毁强度 yieldcollapsestrength 使套管内壁上产生最小屈服应力的外压力值 3. 2 塑性挤毁强度 plasticcollapsestrength 套管在塑性挤毁范围内的最小挤毁压力值。 3.3 过渡挤毁强度 transitioncollapsestrength 套管从塑性到弹性过渡区的最小挤毁压力值 3. 4 弹性挤毁强度 Eelasticcollapsestrength 套管在弹性挤毁范围内的最小挤毁压力值。 3. 5 管体屈服强度 pipebodyyield strength 使管体产生屈服所需要的轴向载荷值。 SY/T5724—2008 3. 6 螺纹连接强度jointstrengthofcasing 使套管接箍螺纹滑脱或断裂的最小轴向载荷。 3. 7 三轴应力强度 triaxial stress strength 套管在内外压力及轴向载荷联合作用时的套管强度。 3.8 二维井眼 two dimensional well bore 只有井斜角随井深变化而井斜方位角不变的井眼。 3. 9 三维井眼 three dimensional well bore 并斜角和并斜方位角都随井深变化的井眼。 3.10 套管弯曲力 casingbendingforce 套管在弯曲井眼中发生弯曲时所产生的轴向力。 3. 11 套管扶正器安装间距 setting interval of casing centralizer 相邻两套管扶正器中点间的套管长度。 3.12 同心环空间隙 concentric annular clearance 井眼半径与套管外半径之差。 3.13 套管最大偏心距 maximumcasingeccentricdistance 相邻两套管扶正器间中点处的套管偏心距。 符号及代号 符号及代号见表1、表2，表中符号及代号适用于本标准。 表1 套管强度设计符号及代号 序号 代 号 含 义 单位 1 A. 管体横截面积 mm2 2 A. 接箍截面积 mm? 3 A 第n段套管内截面积 mm² 4 A 套管内截面积 mm² 5 Ai 第i段套管截面积 mm2 6 Alp 最末一扣管壁截面积 mm2 7 A 套管外截面积 mm² A, 管端截面积 mm² 9 Co 应力波速度，对于钢材，C。=5190m/s m/s 10 (De/8) 塑性挤毁与过渡挤毁交点的径厚比 11 (D,/8)e 过渡挤毁与弹性挤毁交点的径厚比 2 . SY/T5724—2008 表1 (续) 序号 代 号 含 义 单位 d(8/°α) 12 屈服挤毁与塑性挤毁交点的径厚比 13 D. 套管外径 mm 14 De 套管内径 mm 15 Da 接箍外径 mm 16 de 接箍内径 mm 17 E 钢材的弹性模量 Pa 18 F 套管弯曲力 N 19 全角平面上的总侧向力 kN 20 Frp 法线方向上的总侧向力 kN 21 Ge 套管有效外压力梯度 MPa/m Gai MPa/m 22 第i段套管有效外压力梯度 23 Gr 破裂压力梯度 MPa/m 24 G, MPa/m 油层或地层压力梯度 25 G, 上覆岩层压力梯度 MPa/m 26 h 计算点井深 m 27 H; 第i段套管下深 m 28 Hmd 计算点测量深度 m 29 Hme 气液界面处测量深度 m 30 Hud2, Humd 造斜段、稳斜段底部的测量井深 m 31 H, 套管下深或套管鞋深度 m 32 Hv: H2,1 H 垂直段、造斜段、稳斜段的垂深 m 33 J 管柱横截面的惯性矩 34 kr 浮力系数 35 km 掏空系数（km=0～1)，1表示全掏空 36 K 管柱单元所在井段的井眼曲率 弧度/m 37 K (t) 强度下降率，等于高温套管材料屈服强度与室温套管材料屈服强度之比 Lan 按三轴抗拉强度套管可下入长度 m 39 Li 非水泥封固段套管长度 m 40 Lg 水泥封固段套管长度 m 41 Li 管柱单元上端的井深 m 42 管柱单元下端的井深 m 43 Lin 注水泥后套管内液面下降值 m 44 L 螺纹配合长度 mm 45 La 注水泥后套管外液面下降值 m 46 La 设计段套管下人长度 m 3 SY/T5724—2008 表1 (续) 序号 代 号 含 义 单位 47 Lon 按抗拉强度套管可下入长度 m 48 L. 三维井眼管柱单元长度 m 圆螺纹套管手紧面节径的二分之 一或偏梯形螺纹套管完全螺纹处节径 49 M, mm 的二分之一 50 M 接缝外径的二分之 mm 51 n 设计套管段号 52 N 单位长度套管柱和井壁的接触力 N 53 Nmu 旋上螺纹的圈数 54 三轴抗内压强度 MPa 55 plai 第i段套管三轴抗内压强度 MPa 56 有效内压力 MPa 57 套管接箍开裂压力 MPa 58 pbei 第段套管有效内压力 MPa 59 计算点最大内压力 MPa 60 plo 抗内压强度 MPa 61 Poi 第:段套管抗内压强度 MPa 62 套管鞋处最大内压力 MPa 63 三轴抗挤强度 MPa Pa t9 第i段套管三轴抗挤强度 MPa Pai 65 pe 有效外压力 MPa 66 pei 第讠段套管有效外挤压力 MPa 67 抗挤强度 MPa 68 第讠段套管抗挤强度 MPa par 69 注水泥时井口环空压力 MPa pe 70 管内液柱压力 MPa 71 pi 注水泥时井口内压力 MPa 72 Pu 第：段套管内液柱压力 MPa 73 prmg 气液界面处套管内压力 MPa 74 pn 设计段管内最小液柱压力 MPa 75 piri 套管接擅泄漏压力 MPa 76 管外液柱压力 MPa po 77 poi 第i段套管外液柱压力 MPa 78 pon 设计段管外最小液柱压力 MPa 79 p 地层或油层压力 MPa 80 Peh 螺距（圆螺纹套管为3.175mm； 偏梯形螺纹套管为5.080mm） mm 4