防水套管

防水套管（精选8篇）

1.防水套管 篇一

气管套管的护理

护理一般是护士的事,有事叫护士!家人一般是保持室内环境的干净,不要吸烟!发现气切口有脓及时找护士和医生.自己不要乱动!

1、将患者安置于安静、清洁、空气新鲜的病室内，室温保持在21℃，湿度保持在60%，气管套口覆盖2-4层温湿纱布，室内经常洒水，或应用湿器，定时以紫外线消毒室内空气。

2、手术之初患者一般取侧卧位，以利于气管内分泌物排出。但要经常转动体位，防止褥疮并使肺各部分呼吸运动不致停滞。

3、备齐急救药品和物品，某些物品应置床头。同号气管套管，气管扩张器，外科手术剪，止血钳，换药用具与敷料，生理盐水和饱和重碳酸钠液，导尿包、吸引器，氧化气筒，呼吸机，手电筒等都应备齐，并妥为存放，以备急需。

4、谨防气管导管引起阻塞：阻塞原因一是气囊滑脱堵塞，二是分泌物粘结成痂阻塞，如突然发生呼吸困难、发绀、病人烦躁不安，应立即将套管气囊一起取出检查。为预防气囊滑脱，应注意将气囊扎牢固，将线头引出气管切开伤口处，并经常牵扯检查是否牢固，及时清除结痂。另外，在更换导管清洗消毒时，防止将棉球纱条遗留在导管内。

5、及时吸痰：气管切开的病人，咳嗽排痰困难，应随时清除气道中的痰液，吸痰时要严格遵守操作规程，注意无菌观察。

6、充分湿化：气管切开的病人失去湿化功能，容易产生气道阻塞、肺不张和继发性感染等并发症。常采用下列方法湿化：（1）间歇湿化，生理盐水500ml 加庆大霉素12万单位，每次吸痰后缓慢注入气管2-5ml，每日总量约200ml，也可间断使用蒸气吸入器、雾化器做湿化；（2）持续湿化法，以输液方式将湿化液通过头皮针缓慢滴入气管内，滴速控制在每分钟4-6滴，每昼夜不少于200ml，湿化液中可根据需要加入抗生素或其他药物。

7、预防局部感染：气管内套管每取出清洁消毒2-3次，外套管一般在手术后1周气管切口形成窦道之后可拔出更换消毒。气管导管的纱布应保持清洁干燥，每日更换。经常检查创口周围皮肤有无感染或湿疹。导管先用0.5%新洁尔灭浸泡，然后煮沸消毒，用清水冲洗后煮沸消毒即可使用。蛇形管用0.5%新洁尔灭浸泡，每日更换。

8、关心体贴病人，给予精神安慰：患者经气管切开术后不能发音，可采用书面交谈或动作表示，预防病人因急躁而自己将套管拔出，必要时可设法固定双手。拔管的护理拔管应在病情稳定，呼吸肌功能恢复，咳嗽有力，能自行排痰，解除对气管切开的依赖心理时，才能进行堵塞试验。堵管时，一般第一天塞住1/3，第二天塞住1/2，第三天全堵塞，如堵24-48小时后无呼吸困难，能入睡、进食、咳嗽即可拔管。拔管后的瘘口用75%酒精消毒后，用蝶形胶布拉拢2-3天即可愈合，愈合不良时可以缝合。早期拔管可降低气管感染、溃疡等并发症的发生。

2.防水套管 篇二

关键词：管井,井点降水,应用

1 工程概况

某住宅小区一期工程分由2#、3#、4#、9#、10#、11#及地下车库组成, 总建筑面积110080m2.其中车库为地下一层, 住宅楼均为地下两层.住宅楼地下室和车库底板、顶板均相连, 住宅楼和车库基础底板板底标高相同, 基底设计标高为-7.83m, 土方同步施工, 基坑开挖深度6.6m, 局部 (电梯井、集水坑等) 最大挖深8.3m左右, 2#、3#、4#楼底板厚1.6m, 9#、10#、11#楼底板厚1m。

2 降水方案的选择

场地地下水类型为潜水, 地下水水位埋深为5.0m, 该地区水位年变化幅度1.00m左右, 地下水补给来源主要为大气降水和西侧河流侧向径流。主要含水层为:层粗砂、层砾砂、层卵石。

根据场地水文地质条件和类似工程的降水经验, 采用无砂水泥管井降水方案。考虑基坑开挖面积较大, 且局部开挖深度较大, 单纯采用基坑周边布置降水并不能解决降水的问题, 因此采用基坑周边和基坑内布置承压降水井相结合的方法, 基坑周边共布置承压降水井71口, 井间距10m左右, 井深15米。基坑内和6栋住宅楼局部挖深的坑周边共布承压降水井52口, 井深15m (开挖后井深8.4m) 。

3 问题的提出

随着高层建筑的日益增多, 深基坑施工会经常遇到, 当地下水位较高时, 土方开挖前必须采取措施降低地下水位, 当采用管井降水方案时, 受地质条件、地下水量、基坑开挖面积、基坑开挖深度、基坑内局部挖深等因素的影响, 必要时需要在而基坑内或基坑内局部挖深的部位设置承压降水井, 多数情况下, 为满足现场施工要求, 通常承压降水井需要在基础底板施工前或施工过程中才能封堵, 因此, 承压降水井穿过垫层和防水层就成为必然, 与此同时, 基础底板防水要求又较高, 承压降水井部位防水的做法及承压降水井的封堵必然成为施工中需要考虑的一个重点问题。

4 防水处理及承压降水井封堵方法

4.1 封井时间的选择

一般可根据地下水量的大小分阶段进行, 地下水较小时可在基础垫层施工后、防水层施工前封堵一部分, 基础底板浇筑混凝土时再封堵余下的部分。地下水量很大时, 基础底板浇筑混凝土时须连续抽水, 此时可根据具体情况选择不同的封堵方法。本工程由于地下水量不是很大, 每栋楼基槽范围内的四日井在垫层施工后先封堵两口, 每个集水坑留一口, 待浇筑底板混凝土时再封堵。

4.2 材料、机具准备

石子、砂、水泥、防水卷材、钢板、套管、电焊机等。

4.3 封井方法

(1) 在基础垫层施工后、防水层施工前封闭的井将透水性井壁剔除到垫层标高, 在透水管井口部位抹防水砂浆, 将防水卷材平铺并裹入井壁200mm, 封堵透水部位。向井内浇筑与基础底板相同标号的抗渗混凝土封死, 必要时可采用快硬水泥配置速凝混凝土浇筑。如遇井内有水上返时, 可撒干水泥将水吸干, 并立即做防水加强层。由于此时基坑内还有承压降水井在抽水, 地下水上涨较慢, 从停止抽水、拨出抽水泵到井内混凝土浇筑完成, 地下水的上涨不会给浇筑混带来影响, 混凝土浇筑完成后, 由于混凝土的抗渗作用, 地下水不会对该部位防水层产生影响。

(2) 在基础底板施工前封闭的井。先用透水性较强的碎石填井, 填至距井口80cm的位置, 然后下壁厚3mm、外径200mm、长1.2m的钢套管, 钢套管预先加工好, 并在距上部100mm处焊环形止水钢板, 下部插入并内800mm。套管与井壁之间空隙用C15混凝土封堵密实。套管根部抹成圆弧形, 大面积防水施工前先做加强层, 底板防水卷材沿套管上卷300mm至止水钢板下方, 并采取可靠的封口措施。底板钢筋绑扎阶段将抽水泵放入钢套管内继续抽水, 在浇筑基础底板混凝土时, 混凝土浇筑至距井口部位1.5—2m时, 将抽水泵拔出的同时立即用干水泥灌注吸水, 在水位升至井口前, 将准备好的钢板迅速焊于钢套管上口形成密封结构, 然后进行该部位基础底板混凝土的浇筑。

(3) 其它封井方法。由于本工程地下水量不是很大, 采用以上两种方法便很好的解决了降水井的封堵问题。但在工程实际中还会遇到其他各种情况, 如地下水位较高或地下水量较大, 封井前必须处于连续抽水状态, 则上述办法无法解决, 应采取更为合理的方法进行封堵。如遇此情况, 将方法2稍作修改, 便可解决。在钢套管上部密封钢板中间安装、焊接抽水管, 上部设阀门, 阀门后接软管排水, 浇筑底板混凝土时连续抽水, 基础底板混凝土浇筑至降水井部位时停止抽水并将阀门关闭, 切断软管, 立即浇筑该部位底板混凝土, 连同抽水泵一起封入井内, 完成封井。

5 结语

封井的方法各种各样, 不尽相同, 一些单位甚至还有专利产品及技术。无论采用何种办法, 原则是必须保证型层、防水、基础底板施工不受地下水的影响。以上介绍的几种封井方案, 是根据本工程的基坑状况、施工条件采取的既经济合理又行之有效的方案, 在此加以总结, 供大家借鉴与参考。

参考文献

3.套管补贴技术与应用 篇三

关键词：油水井 套管 补贴技术 补贴管

1 油田目前生产现状

随着油田开发的逐渐深入，大港油田的开发已进入高含水期，堵水、堵漏的需求也越来越多，部分油水井由于腐蚀、井筒压力变化、不规范的生产方式造成油层套管的穿孔或破损，套变井的数量在逐年增加，另外有部分油水井在投产不久就出现套管漏失的问题，采用下封隔器、化学堵漏等常规性堵漏、修补工艺都存在明显不足，已不能满足生产需要。

油田堵水技术是增加油田的可采储量和提高油井产量的重要措施之一，我国最早使用水泥浆堵水。后来发展为油基水泥、活性稠油、树脂聚合物。

60年代采用封隔器卡堵出水层和使用化学堵水剂封堵。70年代这项技术有了迅速发展，特别是水溶性聚合物在油田堵水中应用以来，使化学堵水技术向前迈进了一步。

近年来又出现了衬管补贴技术进行堵水，与以上的技术相比，它具有很强的选择性、准确性、可靠性和井眼的畅通性。所以从修井的角度来讲，这项技术更具有推广性和实用性。

堵漏方式与分类：

封隔器堵漏：对油层以上套管漏失有一定作用，对浅层井套漏有良好的效果，但对于深井及油层内的出水无效。由于受生产管柱蠕动和工具承受能力的影响，也会使封隔器在使用一定的周期内失效。化学堵漏：施工难度大，有郊期有一定局限，施工中必须连续施工，有一定风险。

套管补贴技术：

修复补贴适用的井况包括套管腐蚀孔洞、穿孔、破裂裂纹、破裂裂缝、螺纹失效、误射孔补救等。这种井况下的补贴修复，修复效果明显，成功率高，修复后井的利用率高。

2 膨胀管工作原理及技术特点

2.1 膨胀管工作原理 膨胀管补贴套管技术是指将钢制套管下到井下需补贴的井段后，在地面用高压泵向油管内打压，推动膨胀锥向上运动，使膨胀管直径扩大，当膨胀锥上行至膨胀管上端时，油套连通，泵压下降，膨胀管完成整体膨胀，紧贴于套管，通过管外的密封件实现膨胀管与原井套管的密封和锚定，达到修补套漏和封堵炮眼的的目的。

2.2 膨胀管结构 膨胀管管柱主要由下封头、膨胀器、连接杆、膨胀管、密封环、油管、打压接头等部分组成（见图1），其中膨胀器是由膨胀管尾和膨胀锥组成。

[d2][L][d1][L1][D1][D2]

图1 膨胀管结构示意图

注：膨胀管尺寸依据套管尺寸的不同而不同。

2.3 膨胀管技术指标

①可膨胀管膨胀施工压力 ≤45Mpa；②修复后，补贴段通径为φ103-φ108毫米；③修复后补贴段密封压力≥15MPa；④修复后膨胀管机械性能达到J55钢级。

2.4 膨胀管的优点与缺点

①膨胀管可满足长短井段的补贴需求， 连接简便。②通过金属对金属密封， 接触面整合良好， 两层套管间无缝隙。③膨胀管补贴套管， 对漏失部位进行有效封堵的同时也加固了老井套管， 提高了套管的抗外挤强度。④膨胀管串两端的密封橡胶件具有耐压、耐高温、耐腐蚀等特性， 可保证较长的有效期限。

缺点：由于在套管中又加入一层套管，使原井径尺寸缩小，影响了下入的油管及井下工具的尺寸，给冲砂、下完井管柱、打捞、钻塞等施工带来不便，比如油管过补贴井段时，接箍两端要车有倒角，以防卡阻。

3 膨胀工具

膨胀工具最主要的是膨胀锥，目前膨胀锥主要分为固定式和变径式两种，膨胀锥在作业时将受到很大的界面压力，因此在设计、制造膨胀锥的时候需要考虑机构形式、材质和润滑等问题，要求制造的膨胀锥具有足够的强度、耐冲击性、耐磨损、耐腐蚀等。补贴结束后用2 7/8″油管内径打捞矛（长度大于1米）打捞底堵，完成施工。

4 现场应用实例

井号：枣90-12井

基本情况：

井别：油井 人工井底：2812.43m 生产井段：2445.0-

2473.3m

漏失井段：1732.23m-17442.97m，1852.69m-1926.01

m，2427.60m-2443.70m。

补贴井段：1711.74-2444.75m

[名称

表层套管

技术套管

油层套管][规范

339.7

139.7][钢

级

J55

N80][壁厚

（mm）

9.65

7.72][抗内压

（MPa）

19.2

54.4][内径

（mm）

320.4

124.26][深度

（m）

245.81

2836.71][水泥返

深（m）

地面

1798]

措施前后对比如下：

[井号

枣90-12][工作制度

6.0/4.0][内容

套管补贴][报开

8.04][措施前][液量

44.8][油量

2.15][含水

95.2][措施后][液量

10.1][油量

5.22][含水

48.3]

井号：女K58-60

基本情况：

井别：水井 人工井底：3047.12m 生产井段：2691.5

-2908.6m

漏失井段：670.51-673.54m、1896.85-1899.9m。

补贴井段：670.51-673.54m、1896.85-1899.9m。

女K58-60井套管数据表

[名称

表层套管

油层套管][规范

339.7

139.7][钢级

J55

N80][壁厚

（mm）

9.65

7.72][抗内压

（MPa）

19.2

54.4][内径

（mm）

320.4

124.26][外径

（mm）

339.7

139.7][深度

（m）

243.27

3066.57][水泥返

深（m）

2147]

补贴完成示意图（如图2）

到目前为止，套管补贴已应用10余井次，应用效果良好，在生产措施越来越多、套管漏失越来越严重的今天，希望这项技术不断创新与发展，更好的为油田建设服务。

4.油管、套管规格尺寸对照表 篇四

公称尺寸（in）

不加厚外径（mm）

不加厚内径（mm）

加厚外径（mm）

加厚内径（mm）

不加厚接箍 外径（mm）

加厚接箍 外径（mm）1 /2

48.3 40.3 53.2 40.3 55 63.5 2 3 /8

60.3 50.3 65.9 50.3 73 78 2 7 /8

73.0 62.0 78.6 62.0 89.5 93 3 1 /2

88.9 75.9 95.25 75.9 107 114.5 4 101.6 88.6 107.95 88.6 121 127 4 1 /2

114.3 100.3 120.65 100.3 132.5 141.5

石油油管螺纹代号对照表

平式油管螺纹 外加厚油管螺纹 GB9253.3 YB239-63 GB9253.3 YB239-63 1.900TBG 1 1 /2 “平式扣 1.900UPTBG 1 1 /2 ” 外加厚扣 2 3 /8 TBG 2“平式扣 2 3 /8 UPTBG 2” 外加厚扣 2 7 /8 TBG 2 1 /2 “平式扣 2 7 /8 UPTBG 2 1 /2 ” 外加厚扣 3 1 /2 TBG 3“平式扣 3 1 /2 UPTBG 3” 外加厚扣 4 TBG 3 1 /2 “平式扣 4UPTBG 3 1 /2 ” 外加厚扣 4 1 /2 TBG 4“平式扣 4 1 /2 UPTBG 4” 外加厚扣

套 管 规 格 及 尺 寸

外径 mm（in）

接箍外径（mm）

内径（mm）

通径（mm）

外径 mm（in）

接箍外径（mm）

内径（mm）

通径（mm）

114.3 （4 1 /2）

127.0 103.9 100.7 177.8（7）

194.5 166.1 162.9 102.9 99.7 164.0 160.8 101.6 98.4 161.7 158.5 99.6 96.4 159.4 156.2 127（5）

141.3 115.8 112.6 193.7（7 5 /8）

215.9 178.5 175.3 114.1 111.0 177.0 173.8 112.0 108.8 174.6 171.5 108.6 105.4 171.8 168.7 139.7（5 1 /2）

153.7 127.3 124.1 219.1（8 5 /8）

244.5 205.7 202.5 125.7 122.6 203.7 200.5 124.3 121.1 201.2 198.0

121.4 118.2 198.8 195.6

石油套管螺纹代号对照表

短圆螺纹套管 长圆螺纹套管 偏梯形螺纹 API SPEC 5CT YB690-70 API SPEC 5CT YB690-70 API SPEC 5CT 4 1 /2 CSG 4 1 /2 “套管 4 1 /2

LCSG 4 1 /2 ”长丝扣套管 4 1 /2

BCSG 5 CSG 5“套管 5LCSG 5”长丝扣套管 5 BCSG 5 1 /2 CSG 5 1 /2

“套管 5 1 /2

LCSG 5 1 /2 ”长丝扣套管 5 1 /2 BCSG5 /8 CSG 6 5 /8 “套管 6 5 /8 LCSG 6 5 /8 ”长丝扣套管 6 5 /8 BCSG 7 CSG 7“套管 7 LCSG 7”长丝扣套管 7 BCSG 7 5 /8

CSG 7 5 /8 “套管 7 5 /8 LCSG 7 5 /8 ”长丝扣套管 7 5 /8 BCSG 8 5 /8

CSG 8 5 /8 “套管 8 5 /8

LCSG 8 5 /8 ”长丝扣套管 8 5 /8

BCSG 9 5 /8 CSG 9 5 /8 “套管 9 5 /8 LCSG 9 5 /8 ”长丝扣套管 9 5 /8 BCSG3 /4 CSG 10 3 /4

“套管 10 3 /4 LCSG 103 /4 ”长丝扣套管 10 3 /4 BCSG

钻

杆

规

格

及

尺

寸

（X X、G G、S S 钢级）

规格外径 mm（in）

管体内径（mm）

内加厚 内径（mm）

外加厚 外径（mm）

规格外径 mm（in）

管体内径（mm）

内加厚 内径（mm）

外加厚 外径（mm）

60.3 （2 3 /8）

46.1

67.5 114.3（4 1 /2）

97.2

131.8 73.0（2 7 /8）

54.6 33.3 81.8 114.3（4 1 /2）

92.5

131.8 88.9（3 1 /2）

76.0 57.2 97.1 127（5）

112.0 95.2

88.9 （3 1 /2）

70.2 49.2 97.1 127（5）

108.6

146.1 101.6（4）

88.3 74.6 114.3 139.7（5 1 /2）

121.4 96.9 141.3

101.6 （4）

84.8 69.8 114.3 139.7（5 1 /2）

118.6 96.9 141.3

石油钻杆接头螺纹代号对照表

GB9253.1 标准 GB9253.1 标准 YB691-70 GB9253.1 标准 YB691-70 NC26 2 3 /8 IF 2A10/2A11 4 1 /2 FH 420/421 NC31 2 7 /8 IF 210/211 2 7 /8 REG 230/231 NC38 3 1 /2

IF 310/311 3 1 /2 REG 330/331 NC50 4 1 /2 IF 410/4111 /2 REG 430/4311 /2

FH 320/3211 /2 REG

5.油套管是石油钻采工程中要求高 篇五

我国油气田通常遍及采用这两种螺纹接头。随着我国油气的踏勘研发，尤其是深井、超深井、高压气井、定向井、含硫化氢等井的增多都对油套管接头的使用机能提出更高要求，BPI圆螺纹及偏梯型螺纹的气密性、连接强度、耐腐蚀性已不舒服应要求，为此各国纷纷展开特殊螺纹接头的研发和应用。以下对BPI圆螺纹、偏梯型螺纹以及部分特殊螺纹进行一一阐述。1.BPI圆螺纹

圆螺纹有套管短圆螺纹（英文简写DSG，外观如图5所示）与套管长圆螺纹套管（LDSG）之分。油管圆螺纹英文简写为TBG，细分为不加厚油管螺纹（TBG）、外加厚油管螺纹（UP TBG）。圆螺纹为无台肩锥管螺纹、需要有接箍连接，牙型为三角形、圆顶圆底，牙形角为60°，螺纹锥度为1:16，牙形角平分线与轴线垂直，当螺纹旋紧后，靠内外螺纹的牙侧面弥缝。圆螺纹牙顶和牙底圆弧形有如下优越性： １改善螺纹在旋紧时由于擦伤而引起的阻力

２上紧螺纹时，牙顶间隙为外来的颗粒和污物提供了一个有控制的间隙 ３这种圆弧面牙顶对因局部刮伤或凹痕损伤不敏感。

圆螺纹因其加工容易、弥缝性好、有一定的连接强度、现场维护和使用较简略、价格便宜的长处，在套管连接中被大量使用。

由于套管外径小至41/2，大至20寸，同种外径圆螺纹套管其螺纹接头形状有长、短之分，管体壁厚有厚、薄之分，材料钢级有高低之分，机紧扭矩有大小之分，这就使得套管和接箍的其它螺纹参数如：手紧精密距牙数B等基本尺寸有所区别，所以，检验不同规格的圆螺纹套管及接箍螺纹的精密距，要用响应规格的螺纹量规检验，须要时还要对检测数据进行响应的处理。

所有套管圆螺纹及接箍螺纹的基本形状是同样的，其齿高、螺距、锥度、牙型角等基本尺寸和公差规模完全相同。且齿顶和齿底圆弧形状、管端外倒角、消失锥角的要求也相同。

在BPI SPED 5B标准中对同一种外径尺寸的套管圆螺纹，其检验用量规只有一种，且都是按照响应规格短圆螺纹的尺寸设计的，也就是说，量规的基本尺寸与对应的短圆螺纹的基本尺寸相同，这就意味着要一规多用，即该量规既要检验同种外径的长圆螺纹，也要检验同种外径的短圆螺纹。2.偏梯形螺纹

这种螺纹是为了提高抗轴向拉伸或抗轴向压缩荷重能力，并提供泄漏抗力而设计，英文简写BDSG，无台肩锥管螺纹、需有接箍连接，牙型为偏梯形、平顶平底。

规格为41/2-135/8的套管螺纹，直径上锥度为62.5mm/m，每一25.4mm5牙螺纹（螺距为5.08mm）；导向牙侧面与螺纹轴线的垂线间的夹角为10°；承载侧面与螺纹轴线的垂线间的夹角为3°；牙顶和牙底为锥形，与螺纹锥度平行；导向侧面牙顶的圆角半径（0.762mm R）比承载侧面牙顶的圆角半径（0.203mm R）大，这有助于对扣和上扣。旋紧时，螺纹是全牙型共同，螺纹牙顶到牙底之间的最大间隙为0.051mm。螺纹本身的机加工偏差造成接头螺纹部件一端的一个螺纹侧面上受力，并使配对接头螺纹构件在另一端的相反螺纹侧面上受力。在任何情况下，使用合适的螺纹脂或或镀层（或这两者）是保证螺纹泄漏抗力的又一手段。泄漏抗力只能通过完整螺纹长度规模内的适当组装（干涉干与干与量）来控制。这种接头螺纹的牙底沿连续锥体一直延伸到管体外表面上消失，接箍（内螺纹端部分）与不完整螺纹起头一直延伸到消失点。

3°承载侧面可使螺纹在高拉伸荷重下具有抗滑脱机能，而10°导向侧面可使螺纹蒙受高轴向压缩荷重。用手工方法修复螺纹应谨慎进行，并仅限于完整螺纹长度上很小一部分。对外螺纹的不完整螺纹部分进行谨慎修复不会影响对泄漏抗力的控制。规格不小于16寸的偏梯套管螺纹，直径上锥度为83.33mm/m，每一25.4mm5牙螺纹，平顶和平牙底平行于管子轴线，这有助于对扣和上扣。所有其它尺寸和螺纹圆角半径都与规格不大于133/8的套管相同。使用合适的螺纹脂和镀层对保证泄漏抗力是很重要的。偏梯形螺纹牙型的长处：

1）由于偏梯形螺纹具有3度承载牙侧面和10度引导牙侧面，所以能够蒙受足够大的拉伸或压缩荷重。特别是3度承载牙侧面使套管螺纹具有足够的抗拉强度。

2）牙顶牙底平面的斜度与螺纹斜度相同，而且牙顶有圆弧。引导牙侧面在牙顶的圆弧半径比承载牙侧面在牙顶的圆弧半径大，如许有利于螺纹的旋合。

但偏梯形螺纹弥缝性较低，尤其是套管下井后，在轴向张力和一定的弯曲应力作用下，其抗气弥缝压力将进一步降低，同时螺纹接头发生了一次泄漏后，其二次气弥缝性会进一步降落。从套管接头布局示意图及偏梯螺纹牙齿咬紧示意图可知，对偏梯形螺纹套管接头，其弥缝部分主要有两部分：其一为扭矩台肩BB，另一部分为螺纹承载面S，此外，环形间隙中的螺纹弥缝脂在特定条件下也有弥缝作用。当偏梯形螺纹套管接头遭到内压、拉伸及弯曲复合荷重的作用时，扭矩台肩BB及螺纹承载面S将叠加弯曲正应力,其扭矩台肩的接触压力减小,故而其弥缝压力降低。

目前为了提高套管接头的弥缝压力，各套管厂均在研发新的特殊接头，为了不影响接头的连接强度，新的特殊接头一般采用偏梯形螺纹或改进的偏梯螺纹，提高了扭矩台肩及螺纹承载面承载压力，设计各种各样的金属对金属的过盈共同布局，大大提高了套管接头的弥缝压力。

同其他所有石油管同样，套管螺纹连接是最薄弱的环节。螺纹连接的质量直接影响到套管柱的布局完整性和弥缝完整性，而螺纹加工精密度又是螺纹连接质量的重要影响因素之一。5B标准对螺纹质量的控制指标多达十余项，螺纹单项参数如锥度、螺距、齿高、牙型角等可以借助于螺纹单项参数测量仪进行测量，测量结果很直观，不需要进行数据处理，也不易出错。而综合反映各单项参数及表面加工质量的、也是最重要的一个参量－精密距，需用事情量规进行检验。由于要考虑量规的布局型式及与校对规的传递值、螺纹的长短、套管壁厚、钢级等，需要对测量数据进行须要的判断和处理，才气得到所需精密距。3.常用套管的规格

BPI套管尺寸规格共有14种，它们分别是：114.3(41/2)，127(5)，139.7(51/2)，168.8(65/8)，177.8(7)，193.7(75/8)，219.1(85/8)，244.5(95/8)，273.0(103/4)，298.4(113/4)，339.7(133/8)，406.4(16)，473.08(185/8)，508.0(20)，其中等用的有139.7(51/2)、177.8(7)、244.5(95/8)和339.7(133/8)四种。

BPI规定，套管钢级有H-40、J-

5五、K-

5五、D-7

五、L-80、N-80、D-9

五、P-110共8种，其中以H-40钢级最低，以P-110钢级强度最高，根据钢级不同，套管上所涂色彩也不同，常用钢级J-55涂绿色、N-80涂红色、P-110涂白的色彩三种。

Φ139.7套管共有5种壁厚，其中J-

5五、K-55两种钢级包罗三种壁厚是6.20、6.98和7.72毫米，D-75以上钢级包罗的三种壁厚是7.72、9.17和10.54毫米。

Φ177.8套管共有8种壁厚，其中K-55以下钢级包罗四种壁厚是5.87、6.91、8.05和9.19毫米，D-75以上钢级包罗的六种壁厚是8.0

五、9.1九、10.3六、11.51、12.65和13.72毫米。Φ244.5套管共有6种壁厚，其中K-55以下钢级包罗三种壁厚是7.92、8.94和10.03毫米，D-75以上钢级包罗的四种壁厚是10.0

三、11.0

五、11.99和13.84毫米。

Φ339.7套管共有6种壁厚，其中K-55以下钢级包罗四种壁厚是8.38、9.6

五、10.92和12.19毫米，D-75以上钢级包罗的两种壁厚是12.19和13.06毫米。4.BPI标准螺纹存在不懂的题目

由上可知，螺纹连接强度和弥缝性是油套管两个主要技术指标。BPI圆螺纹及偏梯型螺纹不舒服合如稠油热采、超深井、重腐蚀进等较苛刻条件下使用，原因是与其布局、螺纹轮廓有关的弥缝、强度不懂的题目。圆螺纹只能蒙受相当于管体强度的60%~80%的拉伸负载，偏梯螺纹接头虽则有较高的连接强度，但在较高内压下弥缝机能很差。此两种螺纹一般借助于在合适的载体中含铅、锌、铜、青灰和硅油等组成物的螺纹脂来实现弥缝，这种形式弥缝一般只能在60~95ºD以下温度事情。是以BPI标准螺纹接头的弥缝主要通过螺纹脂、金属镀层和螺纹过盈牙齿咬紧等方法实现。BPI圆螺纹牙根到牙顶间隙为0.152mm；偏梯螺纹最大间隙在导向侧整个牙高规模内，193.7mm以下规格套管牙顶间隙为0.178mm，219.1mm及以上规格套管则大至0.229mm。BPI标准螺纹接头的弥缝一是靠螺纹脂填堵该间隙并使内压力在公平牙齿咬紧螺纹长度内（通常为3~5螺纹牙长度）的间隙两端产生一定压力降，从而实现弥缝作用。其二是靠螺纹牙侧面过盈牙齿咬紧，形成若干个不确定的金属对金属接触弥缝（弥缝位置、接触压力受螺纹尺寸、镀层、螺纹脂影响），从而达到弥缝作用。

6.防水套管 篇六

1静脉套管针的套管比较柔软，不宜损伤血管，可保证输液安全。

2静脉套管针可保留3-4天，能减少患者的痛苦，在输液过程中活动更加方便。

3在输液过程中，如穿刺部位疼痛，肿胀，均属异常现象，应及时向护士反应，护士根据患者情况进行处理。

4输液完毕后，护士给患者做封管处理。

5封管后，患者可以自由活动，但穿刺部位用力不要过猛，以免引起大量回血，影响第二天的输液，正常情况下，套管针内有少量回血属于正常现象，如果回血量较多，要及时告诉护士。

6穿刺部位要妥善固定，并定期更换敷料，患者要保持穿刺部位的清洁，干燥。

7.缩短套管除垢作业时间 篇七

三元QC小组从三元采出井套管除垢作业施工出发, 围绕套管除垢作业时间长的问题, 开展PDCA活动, 小组成员由三元动态技术人员、作业现场监督人员及油田化学技术人员共10人组成 (表1) 。

2选择课题

随着三元复合驱强碱的持续注入, 井下套管结垢日趋严重, 导致两个方面危害:一是套管内径变小, 最小直径Φ74.9mm, 常规井下工具 (直径Φ120mm) 无法通过, 环空测试、压裂及补孔等井下增产措施也无法实施;二是套管射孔井段的炮眼和近井地带出现堵塞, 造成产量下降, 因此必须进行套管除垢。

统计2013年套管除垢作业8口井, 平均单井除垢作业时间384h, 平均单井除垢作业费用17.95万元, 与2012年对比套管除垢作业时间增加了144h (表2) , 造成平均单井除垢作业费用增加6.72万元。

根据2013年12月17日厂专业办公会要求:“套管除垢作业时间控制在10天以内完成”。因此选择课题是:缩短套管除垢作业时间。

3设定目标

根据厂专业会议提出“套管除垢作业时间控制在10天以内完成”的要求, 小组以一天24h计算, 设定套管除垢作业时间缩短至240h为目标。

4目标可行性分析

4.1查找影响套管除垢作业时间的症结问题

统计2013年8口井每个工序作业时间的平均值, 与2012年平均值对比, 根据结果编制了2013年频数表 (表3) 。

由此得出磨铣垢质时间和起下管柱垢卡处理时间长, 累计比例为78.47%, 是症结问题。

4.2分析解决的可行性

4.2.1套管结垢井对产量造成严重的影响

对2014年计划套管除垢的13口井产量变化进行统计, 平均单井日产液由36.5t下降到20.5t, 平均单井日产油由2.2t下降到0.95t, 严重影响三元采出井开发效果。

4.2.2新技术为套管除垢提供技术保证

经过近2年的研究, 大庆油田采油工程研究院最新研发的油井硅酸盐除垢剂, 试验井作业施工264h, 为套管除垢开辟了一种全新的思路, 为套管除垢方法的改进提供技术支撑。

5分析原因

针对“磨铣垢质时间和起下管柱垢卡处理时间长”的症结问题, 利用头脑风暴法寻找原因, 找出末端因素, 绘制关联图 (图1) 。

6确定主要原因

小组成员以关联图为基础, 采取现场调查、统计分析等方法, 对5条末端因素逐一进行确认。

6.1硅垢含量高

采集2013年套管除垢作业的8口井垢样, 对垢质成分进行化验分析。依据结果与套管除垢作业时间进行对比统计 (表4) , 得出随着结垢总量的增加, 硅酸盐垢含量增多, 垢质硬度增高, 导致作业时磨铣垢质时间长。

结论:要因。

6.2没有预测套管结垢方法

三元复合驱数据管理平台的基础数据库不是按采出井除垢条件划分, 缺少采出液离子化验数据, 信息共享程度低, 没有套管结垢评价方法, 给分析垢质成分和判断结垢时间带来困难。调查时发现, 在2013年12月开始应用《套管结垢预测模板》, 可划分临界结垢区, 提高了技术人员对套管除垢井的分析和判断能力, 编制除垢磨铣井《施工设计申请单》由原来的13h缩减至10min完成, 没有对磨铣垢质时间造成影响。

结论:非要因。

6.3铣锥磨损没有及时更换

查阅套管除垢作业施工总结和铣锥工具发放记录, 对2013年作业施工使用的8口井铣锥工具进行检查, 使用新铣锥工具达到87.5%, 使用铣锥工具的合格率达到100%, 没有影响磨铣施工。

结论:非要因。

6.4重量指示表异常

查阅2013年套管除垢井的《作业现场记录本》, 在磨铣垢质施工中, 重量指示表没有出现异常现象, 询问作业施工人员, 一致反应重量指示表未发生故障, 没有延误磨铣垢质施工时间。

结论:非要因。

6.5工具结构不适应

现场使用套管除垢管柱磨铣工具有刮刀钻头和梨形磨鞋2种类型。调查发现: (1) 刮刀钻头磨铣面是坚硬的刀头, 在磨铣过程中极易损伤套管; (2) 梨形磨鞋由于磨铣面与套管结垢面接触少, 现场调查6口井, 磨铣效率52%。磨铣工具存在着磨铣下来的垢屑无法冲洗, 每次将磨铣管柱起出后, 再下入一趟冲洗管柱, 造成磨铣速度缓慢, 影响磨铣垢质时间。

结论:要因。

最终确定硅垢含量高和工具结构不适应是主要原因。

7制定对策

7.1优选除垢方案

油田使用的套管除垢方法有机械、化学及复合式除垢法。针对3种方法分别从安全性、适应性、操作性及经济技术指标对比, 优选了机械和化学相结合的复合式除垢方法。

7.2优选除垢工具

对研制的磨铣工具从外部形状、内部结构、连接方式、表面材料进行优选, 确定了套管除垢工具的最佳方案 (图2) 。

7.3制定对策

表5为制定的对策表。

8对策实施

8.1采用复合式除垢方法

8.1.1确定除垢剂溶垢指标

确定反应温度:称取1g垢样加入50m L浓度5%的硅酸盐除垢剂进行溶垢实验, 设定除垢时间为16h, 对不同的除垢温度 (30、35、40、45、50、60、70℃) 进行实验, 称重计算溶垢率 (表6) , 当除垢温度达到70℃时, 溶垢率可达95.1%。确定将70℃以上热水与除垢剂按一定比例混合后注入, 保证井下除垢温度达到45~50℃。

确定作用时间:在45℃恒温中, 将50m L浓度5%的硅酸盐除垢剂加入1g垢样进行溶垢实验。浸泡72h, 计算溶垢率 (表7) , 确定注入除垢剂后关井72h, 可以保证除垢效果。

8.1.2确定作业施工参数

对除垢剂用量和注入方式分别进行计算和实验。确定除垢剂用量按照地层除垢半径1m和套管结垢井段顶界 (按照历次施工的最浅下泵深度以上50m计算) 至射孔井段以下15m油套环空段充满来计算;确定注入方式从油套环空注入, 用清水将除垢剂顶替到目的井段, 然后利用清水替洗, 废液进罐车集中处理。

8.2改进磨铣工具

8.2.1绘制图纸加工制作

小组成员绘制图纸, 完成除垢工具的机械加工。

8.2.2现场试验

在2014年6月27日采用复合式除垢法进行现场试验, 除垢前井径测试曲线在1 117.98m射孔井段处, 最小直径Ф85.7mm, 经过228h除垢作业施工, 井径测试曲线套管内径恢复到Ф122.3mm, 截止2015年8月15日仍可正常进行环空测试, 采出井抽油泵没有发生垢卡, 有效期达到412天, 除垢效果明显。

9检查效果

9.1目标检查

截止2014年12月31日套管除垢作业13口井, 平均单井套管除垢作业时间由384h缩短到211h, 实现了小组活动制定的目标。

9.2直接经济效益

套管除垢平均单井除垢剂用量1.4t, 价格1.82万元/t, 垢质化验检测费用1.25万元, 工具研制费用1.116万元。

除垢13口井投入费用:除垢剂费+化验检测费+工具研制费=1.4×1.82×13+1.25+1.116=35.49 (万元) 。

每口井节约作业费用:2013年平均作业费/口2014年平均作业费/口=17.950-8.322=9.628 (万元) 。因此, 小组活动期间创造经济效益为:

经济效益=每口井节约作业费用×施工井数-投入费用=9.628×13-35.49=89.674 (万元)

本次活动通过改进套管除垢方法, 研制除垢工具, 直接创造经济效益89.674万元。

9.3社会效益

通过小组活动, 提高了套管除垢作业施工效率, 节约了套管除垢作业费用, 降低了磨铣施工人员的劳动强度, 减少了作业磨铣施工人员的工作量, 节约了生产维护成本。

10制定巩固措施

为了进一步巩固活动成果, 制定以下巩固措施。

10.1完善管理制度

编制《第四采油厂三元复合驱采出井套管除垢及近井地带解堵管理办法》, 通过第四采油厂生产管理部门的批准, 开始执行。

10.2补充标准

为了在施工前掌握每口除垢井的垢质情况, 有效地缩短套管除垢作业时间, 对标准Q/SY DQ2013-165《复合驱采出井检泵作业施工规范》第2部分《资料录取、填报和施工总结编写》进行补充, 增加了5.1.1条款“卡泵状态和见垢情况, 光杆所卡位置和井下管柱及工具是否见垢”;补充8.2.1.7条款“结垢位置、结垢部位及结垢程度的填写”, 为编制除垢井施工设计奠定基础。

10.3 QC成果推广

成果在杏北开发区三元复合驱采出井套管除垢作业进行推广应用, 统计2015年1月至8月套管除垢共11口井, 平均单井套管除垢作业193h, 获得较好效果。

11总结

8.东海海域探井套管强度校核及应用 篇八

0 引言

套管柱在井下是否会破坏取决于作用在套管上的外载荷和套管本身强度的相对大小。目前套管柱强度设计中所采用的方法基本上均是安全系数法，即要求：

套管强度/外载≥设计安全系数

与外载荷强度相对应，设计安全系数有三种：抗挤设计安全系数、抗内压设计安全系数、抗拉设计安全系数，分别以Sc、Sb、St 表示。

在套管柱设计时，设计安全系数事先选定或给定。很明显，设计安全系数的大小直接影响套管柱的安全与经济性。表1为我国石油行业标准中所推荐的安全系数值。

1 套管强度计算方法研究

套管在外挤压力作用下的破坏，根据径厚比不同可分为失稳破坏和强度破坏两种形式。径厚比较大时属于失稳破坏，即当外力达到某一临界值时，套管产生弯曲变形而被挤扁。当径厚比较小时属于强度破坏，即当外压力达到某一值时，套管管壁发生强度破坏。API标准根据套管外径与壁厚比值和套管材料屈服强度，将套管抗挤毁压力的计算分为四种公式分别进行计算，即屈服强度挤毁压力、塑性挤毁压力、塑弹性挤毁压力和弹性挤毁压力，这四种公式应用的范围取决于径厚比的大小。

套管的抗内压强度是指达到钢材屈服极限所需的最大内压力。美国石油学会的套管抗内压强度计算公式又称Barlow公式，它由承受内压力的薄壁管周向应力公式，并考虑到壁厚不均匀因素影响而得。

套管管体抗拉强度是使管体钢材达到最小屈服强度时所需的拉力，可根据套管的材质、尺寸等数据确定。

2 东海某油气田套管强度安全系数计算

本文对我国东海海域某油气田的16口探井井身结构进行了统计，总结了该油气区块常用的套管材质性能，见表2。

根据上述API的计算方法，结合东海海域某油气田套管的实际受力情况，对13-3/8in套管的安全系数进行了计算，并与我国石油行业标准中推荐的安全系数进行了对比，结果见图1、图2、图3。

3 结论及建议

由计算结果可知，东海海域某油气田13-3/8in套管安全系数较大，可考虑降低钢级或磅级进行进一步的研究。