付太森，王建軍，胡 俊，趙永安，徐 欣，宋延鵬

(1．中石化 中原儲氣庫有限責(zé)任公司，河南 濮陽 457001；2.中國石油集團 石油管工程技術(shù)研究院 石油管材及裝備材料服役行為與結(jié)構(gòu)安全國家重點試驗室，西安 710077；3.寶山鋼鐵股份有限公司，上海201900；4.西安康普威能源技術(shù)有限公司，西安710065)①

·試驗研究·

兩種鉆桿耐磨帶摩擦磨損性能試驗對比分析

付太森1，王建軍2，胡 俊1，趙永安3，徐 欣2，宋延鵬4

(1．中石化 中原儲氣庫有限責(zé)任公司，河南 濮陽 457001；2.中國石油集團 石油管工程技術(shù)研究院 石油管材及裝備材料服役行為與結(jié)構(gòu)安全國家重點試驗室，西安 710077；3.寶山鋼鐵股份有限公司，上海201900；4.西安康普威能源技術(shù)有限公司，西安710065)①

鉆井過程中防止套管磨損的主要措施是采用鉆桿耐磨帶。通過室內(nèi)模擬試驗評價方法，對ARM耐磨帶、X型耐磨帶以及鉆桿接頭本體材料與Q125套管組成摩擦副，在鉆井液介質(zhì)中進行了摩擦磨損性能評價。試驗結(jié)果表明，試驗評價方法可行；且ARM耐磨帶具有較好的耐磨性。

鉆桿；耐磨帶；套管；磨損；試驗

隨著深井、超深井、大位移井、水平井、大斜度井技術(shù)的發(fā)展，因鉆井時間長，使得套管與鉆桿之間的磨損問題越來越突出[1-2]。磨損可導(dǎo)致套管壁厚減薄，承載能力隨之降低[3-5]，因此可能會導(dǎo)致鉆井事故的發(fā)生或油氣井的早期報廢，給油田造成巨大的損失。引起套管磨損的因素很多[6-7]，例如鉆具組合、鉆井液成分、套管和鉆桿材料、套管所受側(cè)向力等，其中鉆桿接頭對套管的磨損影響最大，因為鉆桿接頭的直徑比鉆桿本體大20%～30%，很容易與套管內(nèi)壁接觸并磨損套管。目前國內(nèi)外普遍采用的防磨措施之一是在鉆桿接頭表面涂覆耐磨帶層，該措施是防止套管磨損最經(jīng)濟可行的方式。但是現(xiàn)有鉆桿耐磨帶種類較多[8-10]，性能差異也較大。本文將油田現(xiàn)用的ARM耐磨帶、X型耐磨帶以及鉆桿接頭本體材料與Q125套管組成摩擦副，通過室內(nèi)模擬試驗評價方法，對不同類型耐磨帶的摩擦磨損性能進行評價，為油田耐磨帶的篩選提供試驗方法和性能參數(shù)要求。

1 試驗方法

試驗在摩擦磨損試驗機上進行，其結(jié)構(gòu)如圖1所示。采用試驗壓力為1.2 MPa，摩擦線速度210 m/min，而實際鉆井的鉆桿轉(zhuǎn)速約為31 m/min，即試驗?zāi)ニ俦葘嶋H快6倍多，旨在加速試驗；每次磨損時間為20 min。試驗前，分別從敷焊耐磨帶的鉆桿接頭及無耐磨帶的鉆桿接頭本體取圓柱形磨損試樣，試樣尺寸為?5 mm×20 mm，如圖2所示。磨試樣環(huán)為直接從Q125套管切下的環(huán)形樣品，平面在磨床磨光；摩擦介質(zhì)選用油田現(xiàn)場應(yīng)用的鉆井液。

1—重力碼；2—試樣固定柱；3—試樣；4—對磨環(huán)；5—水平基座；6—環(huán)夾具；7—鉆井液容器。

圖2 耐磨帶磨擦磨損試樣

摩擦磨損試驗主要步驟為：①將磨損試樣和對磨試樣環(huán)用丙酮清洗并用電子天平稱重，記錄試樣的總質(zhì)量和環(huán)重；②將磨損試樣及對磨試樣環(huán)安裝到試驗機上；③開啟試驗機，記錄開啟時間，磨損一定時間后，關(guān)閉試驗機，記錄關(guān)機時間；④對試樣和環(huán)進行粗清洗、超聲波清洗、干燥、稱重，分別記錄磨損試樣和對磨試樣環(huán)的質(zhì)量；⑤重復(fù)第②～第④步，有4次以上的試驗記錄數(shù)據(jù)。

2 試驗結(jié)果

為研究耐磨帶的防磨效果，采用ARM耐磨帶、X耐磨帶及S135鉆桿接頭基體與Q125套管組成的摩擦副，在鐵礦石璜基鉆井液中進行摩擦磨損試驗，評價不同類型耐磨帶的摩擦磨損性能。3種摩擦副摩擦磨損試驗數(shù)據(jù)如表1～ 3。

表1 ARM耐磨帶與Q125套管磨損試驗數(shù)據(jù)

表2 X耐磨帶與Q125套管磨損試驗數(shù)據(jù)

表3 S135接頭與Q125套管磨損試驗數(shù)據(jù)

3 結(jié)果分析

對表1～ 3的試驗數(shù)據(jù)采用最小二乘法進行擬合處理(如圖3)，并得到不同摩擦副磨損率(如表4)。結(jié)果表明，耐磨帶與套管的磨損量均隨摩擦?xí)r間的增加而線性遞增；ARM耐磨帶與S135接頭材料相比，耐磨性提高約400%，對套管的磨損減少60%。ARM耐磨帶的耐磨性能略優(yōu)于X耐磨帶，對套管磨損率要低于X耐磨帶，表明ARM耐磨帶對Q125套管有更好的保護作用。

a ARM耐磨帶、X耐磨帶與對應(yīng)Q125套管

b S135接頭與對應(yīng)Q125套管

耐磨帶ARMXS135耐磨帶磨損率/(mg·h-1)28．5128．55139．25對應(yīng)套管磨損率/(mg·h-1)73．9681．46162．82

4 結(jié)論

1) 采用摩擦磨損試驗方法，可以有效地評價鉆桿耐磨帶的耐磨性能，為油田耐磨帶的篩選提供了解決方案。

2) 在鐵礦石璜基鉆井液中，ARM耐磨帶與S135鉆桿接頭本體相比，耐磨性提高約400%，對套管的磨損減少60%。

3) 在鐵礦石璜基鉆井液中，ARM耐磨帶具有最低的摩擦因數(shù)，在長時間的磨損條件下具有良好的耐磨性能和減摩性能，同時對Q125套管的磨損很輕微，適用于深井、超深井、大位移井等鉆具表面防磨減磨。

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Test Analysis and Comparison of the Friction and Wear Properties on Two Kinds of Drillpipe Hardbanding

FU Taisen1，WANG Jianjun2，HU Jun1，ZHAO Yongan3，XU Xin2，SONG Yanpeng4

(1.Zhongyuan Gas Storage Co.，Ltd.，Sinopec，Puyang 457001，China；2.State Key Laboratory for Performance andStructuralSafetyofPetroleumTubularGoodsandEquipmentMaterials，TubularGoodsResearchInstitute，CNPC，Xi′an710077，China；3.BaoshanIron&SteelCo.，Ltd.，Shanghai201900，China；4.Xi'anCompwellEnergyTechnologyCo.，Ltd.，Xi′an710065，China)

The drillpipe hardbanding is the primary measure to prevent casing wear in the processes of drilling wells.With the indoor simulation test evaluation method，on friction pair of the ARM hardbanding，X hardbanding，drill pipe body and casing Q125，the friction and wear properties in drilling fluid medium are evaluated in this paper.Results confirmed the feasibility of the test method，and ARM hardbanding has good wear resistance.

drill pipe；hardbanding；casing；wear；test

1001-3482(2016)12-0037-03

2016-06-07

國家自然科學(xué)基金項目(51574278)；中國石油天然氣集團公司資助項目(2015E-4006)

付太森(1962-)，男，高級工程師，現(xiàn)從事天然氣地下儲氣庫建設(shè)與運行管理工作，E-mail：ftss99@163.com。

TE921.2

B

10.3969/j.issn.1001-3482.2016.12.010