楊繼明，李 波

（1.中海油深圳分公司，廣東深圳518067；2.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)公司，廣東深圳518067）

在海洋油氣田開發(fā)鉆井中，尤其是大位移井、大斜度井、深井都有扭矩大、側(cè)向力高、鉆井周期長的特點(diǎn)，這些因素導(dǎo)致了井下套管的嚴(yán)重磨損，往往造成井下事故，給鉆井作業(yè)帶來巨大經(jīng)濟(jì)損失。一直以來中海油南海東部油田針對(duì)套管磨損問題，做了一系列的分析研究，并采取了一系列套管防磨措施，同時(shí)還在摸索改進(jìn)。

1 流花11-1D4PH井概況

流花11-1D4PH井在1000m處，由244.5mm套管開窗出去，增斜扭方位至井斜89.6°穩(wěn)斜，大斜度裸眼段長達(dá)4413m，85°以上的水平井段3900m。井身結(jié)構(gòu)為：508mm隔水管×311m+244.5mm套管×1000m+215.9mm井眼至5412m。

（1）在井深700～900m段（?244.5mm套管內(nèi)）側(cè)向力最高達(dá)2500磅，狗腿嚴(yán)重度最高達(dá)7.31°/30m，如圖1所示，該井段套管最易磨穿[1]。

（2）長裸眼段4413m，鉆井液受長段泥頁巖水化影響，密度增長快，ECD難以控制，對(duì)大斜度井的鉆探形成潛在威脅。

（3）總體井深長5413m，水垂比高3.44，難度大，建井周期長，起下鉆次數(shù)多，套管磨損時(shí)間長，防磨壓力大。

圖1 流花11-1D4PH井ECD側(cè)向力模擬計(jì)算

2 流花11-1D4PH井套管防磨的難題及解決思路

針對(duì)大位移井套管磨損的問題，目前中海油南海東部油田常用套管防磨措施有：①敷焊鉆桿耐磨帶。在鉆桿接頭上敷焊一層耐磨金屬，形成一圈敷焊耐磨帶。鉆進(jìn)中敷焊耐磨帶直接和套管或地層接觸，從而增加鉆桿的耐磨性。此外，隨著研究工作的不斷深入，發(fā)現(xiàn)在鉆桿接頭耐磨帶敷焊金屬中添加低損害套管的材質(zhì)，如Arnco300XT，不僅可增加套管的耐磨性，同時(shí)也可減少鉆桿和套管的相對(duì)磨損。②加鉆桿保護(hù)套。由低摩擦熱塑性聚合物制成，固定在鉆桿上。使鉆桿和套管間相對(duì)轉(zhuǎn)動(dòng)轉(zhuǎn)化到套管與鉆桿保護(hù)套間。降低扭矩和摩阻，減少套管磨損。③安裝減阻減扭器。連接在鉆柱中，鉆進(jìn)過程中，滾珠式可承受較高的側(cè)向力和減少阻力；內(nèi)塑料軸承滑套可降低旋轉(zhuǎn)磨擦；耐磨涂層可增加抗磨性，延長其壽命[2]。

現(xiàn)在已由最初的使用一種工具單一模式發(fā)展到幾種工具同時(shí)使用的復(fù)合模式，并取得了一定的效果。

（1）對(duì)于流花11-1D4PH井側(cè)向力高的問題。Williamson[3](1981)對(duì)大量實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析后，認(rèn)為側(cè)向力是決定磨損速率的主要因素，同時(shí)他還指出在更多接觸點(diǎn)的情況下相同外徑的鉆桿接頭可以減少套管的磨損。由以上分析可知，可在高側(cè)向力井段安裝鉆桿保護(hù)器或減阻減扭器以增加其抵抗側(cè)向力的能力和減少摩擦。

但根據(jù)惠州油田HZ25-4-5井經(jīng)驗(yàn)，鉆桿保護(hù)套設(shè)計(jì)最大抗擠能力為3000磅，該井理論計(jì)算最大側(cè)向力約為1000磅，但該井實(shí)際在鉆作業(yè)中大量套管保護(hù)套磨損破壞落井，造成卡鉆事故。

（2）對(duì)于流花11-1D4PH井ECD難以控制的問題。根據(jù)南海東部惠州油田大位移井的作業(yè)經(jīng)驗(yàn)HZ25-4-2井鉆桿保護(hù)套/減阻器數(shù)量是HZ25-4-4的一倍，ECD高出0.12g/cm3；HZ25-4-2井下部井段較上部井段減少一半數(shù)量的鉆桿保護(hù)套,ECD降低0.072g/cm3；HZ25-4-5井拆去鉆桿保護(hù)套后ECD降低0.096g/cm3；由于本井允許最大環(huán)空當(dāng)量比重ECD為1.44cm3，如圖2所示。如果本井采用鉆柱上加鉆桿保護(hù)套或減阻器的方法進(jìn)行套管防磨。根據(jù)模擬計(jì)算在井深4400m附近ECD已達(dá)1.44cm3。

圖2 流花11-1D4PH井ECD模擬計(jì)算

（3）對(duì)于流花11-1D4PH井建井周期長，套管磨損時(shí)間長的問題。本井預(yù)計(jì)鉆至設(shè)計(jì)井深，需累計(jì)旋轉(zhuǎn)約280萬轉(zhuǎn)，而目前鉆桿保護(hù)套和減阻減扭器的設(shè)計(jì)累計(jì)旋轉(zhuǎn)最高額約為200萬轉(zhuǎn)。

根據(jù)以上因素可知常規(guī)的套管防磨措施已經(jīng)無法滿足流花11-1D4PH井的作業(yè)需求，因此本井從一種全新的角度考慮，首次采用CX300鉆井液用全效抗磨劑，進(jìn)行套管防磨，該抗磨劑是以醇、酯與3種抗磨劑材料在高溫條件下通過合成及縮合反應(yīng)生成的一種有機(jī)負(fù)離子化合物，分子式——[CnHnC(O)N(C4H8OH)(C4H8O)]nXnYn。

作用機(jī)理：CX300鉆井液用全效抗磨劑通過有機(jī)負(fù)離子吸附于套管及鉆桿表面，形成保護(hù)膜，該保護(hù)膜具有高抗磨性，鉆桿在套管內(nèi)轉(zhuǎn)動(dòng)時(shí)，鉆桿和套管上的保護(hù)膜隔離了鉆桿和套管之間的直接摩擦，從而起到抗磨的作用，同時(shí)還具有潤滑作用。

3 CX300抗磨劑現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用分析

（1）模擬計(jì)算流花11-1D4PH井在4000m以下，不考慮加入抗磨劑情況下的鉆進(jìn)扭矩在26～36klb·ft之間，結(jié)果如圖3所示。

圖3 流花11-1D4PH井扭矩模擬計(jì)算

（2）流花11-1D4PH井與該油田已完鉆的C3ST2（裝有減阻減扭器）、A6ST1井在其他條件基本相同的條件下，實(shí)測(cè)扭矩值對(duì)比。

圖4 流花11-1D4PH、C3ST2、A6ST1井實(shí)測(cè)扭矩值

由圖4可以看出，本井與未做任何套管防磨措施的A6ST1井相同井段扭矩相比，有明顯的降低；與裝有減阻減扭器的C3ST2井在相同井段扭矩值相比，也相對(duì)較小。

4 結(jié)論

（1）CX300抗磨劑在流花11-1D4PH井中起到了增加潤滑、降低扭矩，達(dá)到了套管防磨的預(yù)期目標(biāo)，也為大位移井套管防磨技術(shù)提出了一種新的思路——由機(jī)械方式到化學(xué)方法。

（2）從以上分析和現(xiàn)場(chǎng)使用情況來看，在目前條件下，要想對(duì)大位移井進(jìn)行有效的套管防磨，消除鉆井隱患，單純采用一種方式或方法已不能滿足當(dāng)前的作業(yè)需求，建議進(jìn)行以下工作：①結(jié)合具體井的實(shí)際情況，采用多種技術(shù)相結(jié)合的方式，尋找作業(yè)平衡點(diǎn)。②可以從更廣闊的視角出發(fā)，嘗試采用新技術(shù)、新工藝，推動(dòng)套管防磨技術(shù)不斷向前發(fā)展。

[1] 覃成錦，高德利，唐海雄，等.南海流花超大位移井套管磨損預(yù)測(cè)方法[J].石油鉆采工藝，2006，28(3)：1-3.

[2] 楊進(jìn)，朱虎軍，等.套管磨損防護(hù)技術(shù)應(yīng)用研究[J].石油鉆采工藝，2006，28(3).

[3] Williamson J S.Casing Wear:The Effect of Contact Pressure.SPE Journal of Petroleum Technology.1981，33(12):2382-2388(SPE 10236).