李中 李炎軍 張萬棟 張超 黃亮 張智

1.中海石油（中國）有限公司湛江分公司；2.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室·西南石油大學(xué)

南海西部地區(qū)高壓區(qū)域廣泛分布，部分氣田已經(jīng)進入到開發(fā)階段［1-5］。為降低生產(chǎn)平臺的數(shù)量，海上油氣田主要采用定向井和水平井開發(fā)。D氣田位于南海北部大陸架西區(qū)的鶯歌海盆地內(nèi)，地層壓力系數(shù)1.68～1.82，屬異常高壓系統(tǒng)，地溫梯度為3.98℃/100 m，屬于異常高溫系統(tǒng)，地層溫度133～142℃，最大地層壓力為53.46 MPa，開發(fā)井型以定向井和水平井為主，設(shè)計最大井深5 387 m，最大水平段長度640 m。在水平井、大位移井、深井、超深井鉆井過程中，下技術(shù)套管之后還需要長時間鉆進，鉆具的旋轉(zhuǎn)使套管內(nèi)壁表面受到圓周方向的摩擦作用，鉆具的縱向進給以及起、下鉆使套管內(nèi)壁表面受到軸線方向的摩擦作用，鉆壓作用下鉆具的彎曲變形和鉆具的橫向振動使套管與鉆具在局部位置接觸產(chǎn)生摩擦作用，這些因素造成了套管的磨損，特別是在井眼狗腿嚴(yán)重井段處，套管內(nèi)壁磨損十分嚴(yán)重［6-7］。與常規(guī)井相比，高壓井由于處理復(fù)雜情況、機械鉆速慢，作業(yè)時間長，套管磨損問題突出，其直接后果是降低套管的抗外擠強度和抗內(nèi)壓強度，導(dǎo)致油氣井壽命降低。

近幾年來，在國內(nèi)深井、超深井和大位移井鉆探中，因磨損造成的技術(shù)套管擠毀事故頻繁發(fā)生。郝科1井?244.5 mm套管在4 200 m左右擠毀，其中先期的磨損是原因之一。塔里木油田近幾年已發(fā)生4起套管磨損破裂和擠毀事故，如陽霞1井因?244.5 mm SM110TT套管多處嚴(yán)重磨損，在試油中用清水替換管內(nèi)井筒流體而造成套管擠毀，最后該井報廢，損失近億元人民幣。因此，很有必要研究磨損對套管強度的影響，并制定合理的防范措施，保障作業(yè)安全、工程質(zhì)量和后期正常生產(chǎn)。

為此，采用磨損實驗評價和模擬計算相結(jié)合的方法，通過不同磨損帶對套管的磨損實驗，得到不同工況下套管磨損系數(shù)。綜合考慮鉆井過程中磨損、抗內(nèi)壓安全系數(shù)和抗外擠安全系數(shù)，提出了基于磨損風(fēng)險剖面和套管校核安全系數(shù)的配套防磨技術(shù)方案。

1 套管磨損實驗評價

1.1 實驗?zāi)康?/h3>

通過不同鉆桿接頭耐磨帶對套管的磨損實驗評價，得到磨損系數(shù)，為后續(xù)套管磨損模擬計算和鉆桿接頭耐磨帶優(yōu)選提供依據(jù)。

1.2 實驗儀器和實驗方法

實驗儀器：小尺寸套管磨損實驗機、電子天平（0.001 g）、六速旋轉(zhuǎn)黏度儀、密度計、游標(biāo)卡尺等。套管材質(zhì)：N80套管。鉆桿接頭：某公司A100、A150、A300、A350 接頭。

實驗介質(zhì)：鉆井液性能參數(shù)見表1，其中1#水基鉆井液與2#水基鉆井液的配方相比，1#水基鉆井液增加了質(zhì)量分?jǐn)?shù)1%的潤滑劑。

表1 鉆井液參數(shù)Table 1 Parameters of drilling fluid

實驗參數(shù)：接觸壓力15 kN/m，轉(zhuǎn)速120 r/min，實驗時間40 h。

實驗方案：實驗時間40 h為1組實驗，每隔1 h對套管及鉆桿接頭磨損試樣進行稱重、測量一次，且在試驗前后均用丙酮清洗并烘干，然后再用電子天平（精度為0.001 g）稱量以及電子游標(biāo)卡尺測量磨損深度。根據(jù)現(xiàn)場實際情況，確定本磨損實驗的轉(zhuǎn)速為120 r/min。磨損實驗所加接觸力為15 kN/m，并通過失重法來確定套管及接頭磨損量。

1.3 實驗結(jié)果

套管及鉆桿接頭在1#水基鉆井液中的累計磨損量隨時間變化趨勢見圖1、圖2。

圖1 不同磨損時間下套管磨損量變化情況Fig. 1 Change of casing wear over the wearing time

圖2 不同磨損時間下鉆桿接頭磨損量變化情況Fig. 2 Change of tool joint wear over the wearing time

由圖1、圖2可看出，在1#鉆井液中，套管及鉆桿接頭累計磨損量隨磨損時間的增加而增加，且?guī)缀醭示€性關(guān)系；在對套管的磨損中，A150型號鉆桿接頭對套管的磨損最大，A100型號鉆桿對套管的磨損最小，對套管減磨效果從大到小依次為：A100＞A350＞A300＞A150；在鉆桿接頭磨損中，A100型號鉆桿接頭累計磨損量最大，A300型號鉆桿接頭累計磨損量最小，其耐磨效果從小到大依次為：A100＜A150＜A350＜A300。不同鉆桿耐磨帶中對應(yīng)的套管和鉆桿接頭累計磨損量如表2所示。

表2 耐磨帶測試結(jié)果Table 2 Test results of wear band

不同鉆井液介質(zhì)中對應(yīng)的套管磨損量如圖3所示，在鉆井液中套管磨損量隨時間增加而增加，且在2#鉆井液中，套管磨損量與時間幾乎呈線性關(guān)系；在1#鉆井液中，套管磨損量在10 h前與2#鉆井液相似，10 h后，套管磨損量比2#鉆井液小，認(rèn)為隨磨損增強，其磨損處與鉆井液接觸面積增大，鉆井液防磨性能增加。相同耐磨接頭1#鉆井液介質(zhì)中套管磨損量低于2#鉆井液介質(zhì)，因此，提高鉆井液的潤滑性有利于降低鉆桿對套管的磨損［8］。

圖3 不同鉆井液介質(zhì)中對應(yīng)的套管磨損量Fig. 3 Casing wear in different drilling fluids

2 套管磨損后剩余強度計算

采用landmark軟件的stresscheck模塊進行抗內(nèi)擠安全系數(shù)和抗外壓安全系數(shù)校核，采用CWPRO軟件進行鉆井期間側(cè)向力、磨損厚度計算。

2.1 磨損系數(shù)確定

磨損系數(shù)及摩擦因子由套管磨損實驗得出，根據(jù)在接觸力作用下，不同鉆井液介質(zhì)中套管累計磨損量及耐磨接頭磨損量，根據(jù)white效率模型得出不同鉆井液中套管與耐磨接頭之間的摩擦因子 ，即

式中，η/Hb為磨損效率，1/Pa；V為磨損體積，m3；μ為滑動摩擦因子，無量綱；N為側(cè)向力，N；Lh為套管與鉆桿接頭相對滑移總位移，m；W為摩擦功，N·m。

2.2 磨損后剩余強度計算

套管強度包括抗內(nèi)壓強度、抗外擠強度和抗拉強度，這3個強度指標(biāo)是套管最主要機械性能指標(biāo)。但由于在磨損的時候，套管外壁已經(jīng)有水泥，后期軸向上也不存在拉力或壓力，故只需要校核抗內(nèi)壓強度和抗外擠強度。

套管受到磨損，會產(chǎn)生各種形狀的幾何缺陷，磨損套管的抗擠強度可看作由幾何缺陷產(chǎn)生。根據(jù)套管不同外徑與壁厚比值D/t和屈服強度，API 5C3［9］將套管的抗外擠強度計算分為屈服強度擠毀、塑性擠毀、塑彈性擠毀和彈性擠毀4種公式，這4種公式的應(yīng)用范圍取決于D/t比值。4個擠毀區(qū)間示意圖見圖4。

圖4 4個擠毀區(qū)間示意圖Fig. 4 Sketch of 4 collapse intervals

（1）屈服擠毀強度。當(dāng)D/t≤（D/t）YP時，

（2）塑性擠毀強度。當(dāng)（D?t）YP≤D?t≤（D?t）PT時，

（3）塑彈性（過渡）擠毀強度。當(dāng)（D/t）PT≤D/t≤（D/t）TE時，

（4）彈性擠毀強度。當(dāng)（D/t）TE≤D/t時，

式中，YP為最小屈服強度，kPa；D為管體名義外徑，mm；t為管體磨損后剩余壁厚，mm；PYP為屈服強度擠毀壓力，kPa；PP為塑性擠毀壓力，kPa；PT為塑彈性擠毀壓力，kPa；PE為彈性擠毀壓力，kPa；（D/t）YP為屈服與塑性擠毀分界點上的值；（D/t）PT為塑性與塑彈性擠毀分界點上的值； （D/t）TE為塑彈性與彈性擠毀分界點上的值。

根據(jù)API 5C3標(biāo)準(zhǔn)，套管的抗內(nèi)壓強度由內(nèi)屈服壓力公式計算

式中，0.875是考慮套管壁厚不均而引入的系數(shù)，即允許套管的最小壁厚比API 5C2標(biāo)準(zhǔn)的名義壁厚有-12.5%的誤差。

3 套管磨損后剩余強度計算和防磨措施

3.1 剩余強度計算

分別以?311.15 mm井眼作業(yè)評價?339.7 mm套管磨損、?212.7 mm井眼作業(yè)評價?244.5 mm套管磨損。各井眼鉆具組合如下：?311.15 mm井眼，?311.15 mmPDC鉆頭+水力脈沖短節(jié)+旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具+隨鉆測井工具（電阻率/中子/密度/伽馬 /井徑 /聲波）+ ?203.2 mm 浮閥接頭（閥芯）+MWD+?203.2 mm無磁鉆鋌×1根+?308 mm劃眼器+?203.2 mm（震擊器+撓性接頭）+配合接頭（631×XT57BOX）+?149.2 mm加重鉆桿×14根+?149.2 mm鉆桿；?215.9 mm井眼，?215.9 mm PDC鉆頭+水力脈沖短節(jié)+旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具+隨鉆測井工具（電阻率/伽馬/中子/密度）+浮閥接頭+MWD+?171.45 mm無磁鉆鋌 +?203.2 mm扶正器+?165.1 mm（震擊器+撓性接頭）+?127 mm加重鉆桿×1根+ ?127 mm投入式止回閥座接頭+ ?127 mm加重鉆桿×13根+ ?127 mm鉆桿；?339.7 mm套管采用公稱質(zhì)量101 kg/m、N80鋼級；?244.5 mm套管采用公稱質(zhì)量79.6 kg/m、P110鋼級。

各層套管磨損的剩余壁厚及抗壓強度如圖5～圖7所示?？梢钥闯?，在狗腿度高的200～1 100 m處，?339.7mm套管磨損高。

圖5 ?339.7 mm和?244.5 mm套管的原始及剩余壁厚Fig. 5 Original and remaining wall thicknesses of ?339.7 mm casing and ?244.5 mm casing

圖6 ?339.7 mm和?244.5 mm套管的原始及磨損后剩余抗內(nèi)壓強度Fig. 6 Initial strength and residual internal pressure strength after wear of ?339.7 mm casing and ?244.5 mm casing

圖7 ?339.7 mm和?244.5 mm套管的原始及磨損后剩余抗外擠強度Fig.7 Initial strength and residual external pressure strength after wear of ?339.7 mm casing and ?244.5 mm casing

3.2 綜合防磨技術(shù)方案

3.2.1 鉆桿耐磨帶優(yōu)選 常規(guī)的防磨技術(shù)主要包括：以優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)、優(yōu)化鉆具組合、找正井口為主動防磨措施［10-11］，以控制井眼軌跡、提高固井質(zhì)量和減小起下鉆等措施為被動防磨措施的思路來達到防磨減磨的目的。在以上因素一定的情況下，采用鉆桿接頭敷焊耐磨帶、鉆具組合增加防磨接頭。耐磨帶的核心技術(shù)之一為平衡磨損設(shè)計。平衡磨損設(shè)計的概念是盡量減小套管的被動磨損，同時允許鉆桿接頭適度磨損。根據(jù)平衡磨損設(shè)計思想，采用實驗評價優(yōu)選新型耐磨帶材料，既能保護鉆桿接頭，又能防止套管磨損，是重點推廣的技術(shù)［12］。

根據(jù)實驗測試結(jié)果（表2），A300距原點最近，從平衡設(shè)計思想考慮，為最優(yōu)的鉆桿耐磨帶；若僅以保護套管為出發(fā)點，可以采用鉆桿耐磨帶A100。

3.2.2 防磨工具安放位置優(yōu)化 套管與鉆桿間側(cè)向力大小對套管磨損的預(yù)測起著重要的作用［6］。一般情況下，側(cè)向力大的位置套管磨損較為嚴(yán)重。防磨接頭的安放位置可根據(jù)側(cè)向力的計算結(jié)果確定，在側(cè)向力大的位置每柱或每2根鉆桿安裝1只防磨接頭［13］。因此，根據(jù)設(shè)計軌道或?qū)嶃@井眼軌跡，結(jié)合入井鉆具組合計算側(cè)向力可以為鉆前防磨措施提供一定的依據(jù)。高壓氣田井控和井漏風(fēng)險高，在井控階段，由于儲層壓力異常高，套管內(nèi)壓力會使套管有憋漏的風(fēng)險，而在井漏的復(fù)雜情況下，由于套管內(nèi)掏空，外擠壓力有套管憋漏的風(fēng)險，因此根據(jù)高壓氣田的特點，需要從側(cè)向力、抗內(nèi)擠安全系數(shù)、抗外壓安全系數(shù)的計算結(jié)果，綜合分析確定防磨接頭的安放位置和數(shù)量。

示例井205～480 m井段狗腿度為1.2°；550～1 029 m井段狗腿度為3°；5 093～5 119 m井段狗腿度為2°。鉆進過程中的側(cè)向力如圖8。

圖8 ?311.2 mm和?215.9 mm井眼鉆進過程中的側(cè)向力Fig. 8 Lateral force during the drilling of ? 311.2 mm hole and ?215.9 mm hole

從圖8可知，?311.15 mm、?215.9 mm兩種井眼鉆進時在狗腿度大的位置側(cè)向力都大。

高壓井在各種工況下內(nèi)外壓比常溫高，對套管強度的要求更高，內(nèi)外壓和軸向壓力作用下套管強度要滿足各種工況下防止擠毀或爆裂，因此需要進行各種工況下套管強度校核，根據(jù)校核結(jié)果，在安全系數(shù)低的井段安放防磨接頭。

根據(jù)中國海洋石油總公司企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)［14］，套管柱強度設(shè)計安全系數(shù)取值如表3。

套管強度校核的安全系數(shù)取值：（1）軸向拉力主要考慮下套管、過提、固井碰壓、套管試壓；（2）抗內(nèi)壓工況考慮氣侵、保護防噴器、油管泄漏、循環(huán)水漏失、循環(huán)排氣、繼續(xù)鉆進、生產(chǎn)井注入；（3）抗外擠工況主要考慮固井、鉆井液循環(huán)漏失、掏空。根據(jù)企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，采用50%掏空。

表3 套管柱強度設(shè)計安全系數(shù)取值Table 3 Designed safety factor of casing string strength

經(jīng)校核，磨損前和磨損后?339.7 mm套管和?244.5 mm套管的抗擠安全系數(shù)和抗內(nèi)壓安全系數(shù)如圖9、圖10。

圖9 ?339.7 mm和?244.5 mm套管抗外擠安全系數(shù)Fig. 9 ? 339.7 mm casing and ? 244.5 mm casing safety factors of external pressure resistance

圖10 ?339.7 mm和?244.5 mm套管抗內(nèi)壓安全系數(shù)Fig. 10 ?339.7 mm casing and ? 244.5 mm casing safety factors of internal pressure resistance

?339.7 mm套管磨損后抗外擠安全系數(shù)最低到1.023，安全系數(shù)較低（小于1.1）的井段840～1 110 m，抗內(nèi)壓安全系數(shù)最低到1.225；?244.5 mm套管抗外擠安全系數(shù)最低0.826，安全系數(shù)小于1的井段4330～5 050 m，抗內(nèi)壓安全系數(shù)最低1.225。

綜合套管安全系數(shù)校核結(jié)果和井眼軌跡，推薦?339.7 mm井眼鉆進時，安放防磨接頭保護550～1110 m處套管，?215.9 mm井眼鉆進時，安放防磨接頭保護4 330～5 050 m處套管。

4 結(jié)論

（1）鑒于D氣田的套管磨損預(yù)測結(jié)果，建議鉆井過程中加強井身質(zhì)量控制，狗腿度盡量控制在3（°）/（30 m）以內(nèi)。狗腿度大的井段鉆進時鉆桿對套管的側(cè)向力大，磨損也最嚴(yán)重，需要重點保護。

（2）綜合安全系數(shù)校核結(jié)果和井眼軌跡，推薦?339.7 mm井眼鉆進時，安放防磨接頭保護550～1 110 m處套管，?215.9 mm井眼鉆進時，安放防磨接頭保護4 330～5 050 m處套管。

（3）參考磨損實驗測試結(jié)果，根據(jù)平衡磨損技術(shù)，鉆桿耐磨帶推薦A300，若僅從保護套管出發(fā)，可以采用A100。