曾春珉， 韋龍貴， 張 超， 張 崇， 劉賢玉， 黃 亮

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057)

南海西部油田高溫高壓氣井套管磨損預(yù)測

曾春珉， 韋龍貴， 張 超， 張 崇， 劉賢玉， 黃 亮

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057)

為避免南海西部油田高溫高壓氣井套管磨穿問題的發(fā)生，對套管磨損進(jìn)行了預(yù)測。采用滑臺式套管磨損試驗(yàn)機(jī)，在模擬工況下開展了系列磨損試驗(yàn)，得到了接觸力、轉(zhuǎn)速、鉆井液密度等參數(shù)與套管磨損量之間的關(guān)系，求取了套管壁厚損失、抗內(nèi)壓強(qiáng)度、抗外擠強(qiáng)度及安全系數(shù)等參數(shù)。試驗(yàn)結(jié)果顯示，接觸力越大，轉(zhuǎn)速越高，鉆井液密度越大，則套管累計(jì)磨損量越大；不同耐磨帶對應(yīng)的套管磨損不同且差別較大，在設(shè)計(jì)工況下套管磨損系數(shù)小于2.0×10-14Pa-1。以A7H井為例，造斜率為3°/30m，φ339.7 mm和φ244.5 mm套管磨損后壁厚分別減小8.5%和13.1%，抗內(nèi)壓強(qiáng)度分別降低8.0%和13.0%，抗外擠強(qiáng)度分別降低8.0%和13.0%，抗內(nèi)壓最小安全系數(shù)分別為1.41和1.47，抗外擠強(qiáng)度最小安全系數(shù)分別為1.22和1.20，強(qiáng)度滿足相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)的要求，現(xiàn)場作業(yè)中未出現(xiàn)套管磨損失效現(xiàn)象。研究表明，接觸力、轉(zhuǎn)速、鉆井液密度相同的條件下，磨損量與磨損時(shí)間之間呈多項(xiàng)式關(guān)系；該預(yù)測方法可較為準(zhǔn)確地預(yù)測套管磨損程度，從而決定是否采取防磨減磨措施，避免井下故障發(fā)生。

氣井 套管磨損 磨損預(yù)測 實(shí)驗(yàn)室試驗(yàn) 現(xiàn)場試驗(yàn) 南海西部油田

隨著大位移井、深井和水平井的不斷增多，鉆井過程中的套管磨損問題已十分普遍，部分井套管內(nèi)壁磨損嚴(yán)重甚至磨穿。套管磨損輕則降低套管柱的抗外擠強(qiáng)度和抗內(nèi)壓強(qiáng)度，給后續(xù)的鉆井、完井、采油和修井作業(yè)帶來安全隱患，重則造成套管柱擠毀、變形或泄漏，甚至造成全井報(bào)廢，尤其對于海上高溫高壓氣井來說，后果會(huì)更為嚴(yán)重。南海西部油田前期探井鉆井過程中曾出現(xiàn)多起套管磨穿事故，如崖城×井φ339.7 mm套管幾近磨穿，回接修補(bǔ)套管共耗時(shí)55.3 d，造成巨大損失。東方某氣田是南海西部待開發(fā)的高溫高壓氣田，部署的開發(fā)井均為定向井或水平井，從前期探井的鉆井情況看，套管磨損問題不容忽視。國外關(guān)于套管磨損預(yù)測的研究開展較早，提出的理論模型較多，主要采用理論模型和室內(nèi)模擬相結(jié)合的方式進(jìn)行套管磨損預(yù)測，其中最具有代表性的是由J.P.White和R.Dawson提出的線性磨損效率模型，該模型的計(jì)算結(jié)果與現(xiàn)場實(shí)測結(jié)果在趨勢上比較吻合，數(shù)值上比較接近，為大多數(shù)專家學(xué)者所采用[1-2]。國內(nèi)相關(guān)研究起步較晚，主要采用有限元法和理論分析法開展研究[2]，近幾年主要集中在試驗(yàn)?zāi)M和現(xiàn)場應(yīng)用分析方面[3-8]；在進(jìn)行套管磨損預(yù)測時(shí)，磨損系數(shù)多采用20多年前國外文獻(xiàn)給出的數(shù)據(jù)，往往與現(xiàn)場實(shí)際工況差別較大[1，9]。為此，筆者利用小尺寸滑臺式套管磨損試驗(yàn)機(jī)進(jìn)行了系列磨損試驗(yàn)，得到了接觸力、轉(zhuǎn)速、鉆井液密度、鉆桿耐磨帶類型、磨損時(shí)間與套管磨損量的關(guān)系，以及套管的磨損系數(shù)；通過計(jì)算φ339.7 mm和φ244.5 mm套管的磨損系數(shù)，并對典型井進(jìn)行了套管磨損預(yù)測，得到了磨損后套管的抗內(nèi)壓和抗外擠強(qiáng)度等參數(shù)，為后續(xù)現(xiàn)場鉆井作業(yè)是否需要采取防磨措施提供了重要依據(jù)。

1 套管磨損預(yù)測方法

引起套管磨損的因素有井身質(zhì)量、鉆柱拉力及側(cè)向力、鉆井時(shí)間、套管材質(zhì)及鋼級、鉆井液類型及密度等。對機(jī)械系統(tǒng)的磨損預(yù)測主要有2種途徑：一是基于磨損理論模型，二是基于前期磨損監(jiān)測數(shù)據(jù)或經(jīng)驗(yàn)數(shù)據(jù)。在目前缺乏套管磨損監(jiān)測技術(shù)和監(jiān)測數(shù)據(jù)的現(xiàn)狀下，采用基于磨損理論模型的預(yù)測方法更為可行。

1.1 套管磨損體積的確定

目前發(fā)展比較完善，且研究學(xué)者經(jīng)常采用的磨損預(yù)測方法為J.P.White和R.Dawson提出的磨損效率模型，該預(yù)測方法采用的管柱模型如圖1所示(Ft為鉆柱單元下端的軸向拉力，N；ΔFt為鉆柱單元下端軸向拉力的增量，N；θ和Δθ分別為方位角和方位角增量，(°)；α和Δα分別為井斜角和井斜角增量，(°)；Fn為鉆桿接頭與套管之間的正壓力，N；W為鉆柱在鉆井液中的重量，N)，計(jì)算式為[2-8]：

V=FwμFnLz

(1)

(2)

(3)

磨損系數(shù)是求取套管磨損體積的關(guān)鍵參數(shù)，主要根據(jù)試驗(yàn)獲得。

1.2 套管剩余壁厚的計(jì)算

鉆桿接頭和套管發(fā)生磨損時(shí)，其坐標(biāo)關(guān)系如圖2所示。

鉆桿接頭外圓和套管內(nèi)壁相交所形成的公共部分為套管磨損截面,由幾何關(guān)系可得[2-8]：

(4)

(5)

(6)

k=R-(r-Δt)

(7)

P=(R+r+k)/2

(8)

式中：A為磨損面積，m2；r為鉆桿接頭的外徑，m；R為套管內(nèi)圓半徑，m；k為鉆柱軸線與套管軸線之間的距離，m；Δt為套管最大磨損深度，m；α為x1O1連線和x軸之間的夾角，(°);β為x1O2連線和x軸之間的夾角，(°)。

得到單位長度套管的磨損體積，可求出套管的磨損面積A;然后采用二分法可計(jì)算套管最大磨損深度Δt。

2 套管磨損試驗(yàn)

2.1 試驗(yàn)?zāi)康?/p>

通過套管磨損試驗(yàn)求取套管的磨損系數(shù)，從而進(jìn)行套管磨損預(yù)測，得到套管最大磨損深度，進(jìn)而計(jì)算出套管的剩余強(qiáng)度等參數(shù)[9-14]。

2.2 試驗(yàn)儀器和測量方法

2.2.1 試驗(yàn)儀器

用于試驗(yàn)的儀器：小尺寸滑臺式套管磨損試驗(yàn)機(jī)，電子天平(精度0.001 g)，6速旋轉(zhuǎn)黏度儀，密度計(jì)，游標(biāo)卡尺等。

為準(zhǔn)確評價(jià)實(shí)際工況下各因素對套管磨損情況的影響，研制了小尺寸滑臺式套管磨損試驗(yàn)機(jī)，其結(jié)構(gòu)如圖3所示。

該試驗(yàn)裝置可以模擬鉆桿接頭在鉆井液中與套管的相對運(yùn)動(dòng)，從而評價(jià)套管的磨損程度。側(cè)向力的大小可以通過調(diào)整砝碼的質(zhì)量來進(jìn)行調(diào)節(jié)，容器中可以裝入不同類型和密度的鉆井液或混入一定量的巖屑，且裝置可無級調(diào)速。

2.2.2 試樣制備

鉆桿接頭試樣用φ127.0 mm S135鉆桿接頭加工，套管試樣用φ244.5 mm P110套管和φ339.7 mm N80套管加工，其尺寸分別如圖4、圖5所示。鉆桿接頭磨損面上分別敷焊了2個(gè)系列的7種不同磨損系數(shù)的耐磨帶，分別為A1、A2、A3和B1、B2、B3、B4，敷焊厚度為0.2 mm。

2.2.3 試驗(yàn)介質(zhì)

試驗(yàn)液體介質(zhì)為南海西部東方某氣田鉆井設(shè)計(jì)所用水基鉆井液，其性能參數(shù)見表1。

注：試驗(yàn)在常溫常壓條件下進(jìn)行。

2.2.4 測量方法

試驗(yàn)過程中每間隔5 h對鉆桿和套管試樣進(jìn)行一次清洗、烘干、稱重，得到鉆桿試樣和套管試樣的磨損質(zhì)量，再根據(jù)金屬的密度計(jì)算磨損的體積。

2.3 試驗(yàn)方案

2.3.1 試驗(yàn)參數(shù)的設(shè)置

為測定接觸力、轉(zhuǎn)速、鉆井液密度、鉆桿耐磨帶類型對套管磨損的影響及不同鉆桿耐磨帶與套管的磨損系數(shù)，設(shè)定了試驗(yàn)方案及參數(shù)(見表2)。

2.3.2 砝碼質(zhì)量的計(jì)算

由于磨損試驗(yàn)采用的是線切割的小樣，與實(shí)際使用的鉆桿接頭存在差異，為保證磨損試驗(yàn)條件與井下實(shí)際工況條件相同，鉆桿接頭-套管和鉆桿接頭試樣-套管試樣之間的接觸應(yīng)力必須相同。為此，采用商業(yè)力學(xué)軟件建立鉆桿接頭-套管和鉆桿接頭試樣-套管試樣三維接觸有限元模型(見圖6)，以2個(gè)接觸應(yīng)力相同為求解條件，擬合得到鉆桿接頭-套管和鉆桿接頭試樣-套管試樣的接觸外力與接觸應(yīng)力的關(guān)系曲線(φ244.5 mm套管的接觸外力與接觸應(yīng)力關(guān)系曲線見圖7)。根據(jù)該關(guān)系曲線可得到鉆桿接頭試樣所需施加的接觸外力，乘以接頭試樣與套管試樣的接觸長度，可以得到加載砝碼的質(zhì)量。

由圖7可知：當(dāng)φ127.0 mm鉆桿所受到的側(cè)向力為12 kN/m時(shí)，該鉆桿與φ244.5 mm套管的實(shí)際接觸應(yīng)力約為35.1 MPa。為保證鉆桿試樣與套管試樣的接觸應(yīng)力同為35.1 MPa，對應(yīng)的鉆桿試樣需要加載的接觸外力(側(cè)向力)約為0.88 N/mm，乘以鉆桿試樣的接觸長度40.0 mm，得到需要加載砝碼的質(zhì)量為3.57 kg。

2.4 試驗(yàn)結(jié)果分析

2.4.1 接觸力對套管磨損量的影響

當(dāng)試驗(yàn)介質(zhì)為1#鉆井液，轉(zhuǎn)速為120 r/min，接觸力(10，12和15 kN/m)對套管磨損的影響如圖8所示。

由圖8可知：接觸力相同的條件下，套管和鉆桿的磨損時(shí)間越長，套管的累計(jì)磨損量就越大，但隨著時(shí)間增長，磨損速度逐漸放緩。若磨損時(shí)間相同，接觸力越大則套管累計(jì)磨損量越大。

2.4.2 轉(zhuǎn)速對套管磨損量的影響

當(dāng)試驗(yàn)介質(zhì)為1#鉆井液，接觸力為12 kN時(shí)，轉(zhuǎn)速(70，120和215 r/min)對套管磨損的影響如圖9所示。

從圖9可以看出：相同轉(zhuǎn)速條件下，隨著磨損時(shí)間增長，套管累計(jì)磨損量越大；與接觸力對磨損量影響相似，80 h以后磨損速度逐漸放緩；磨損時(shí)間相同，轉(zhuǎn)速越快，套管累積磨損量越大。

2.4.3 鉆井液密度對套管磨損量的影響

當(dāng)轉(zhuǎn)速為120 r/min，接觸力為12 kN時(shí)，鉆井液密度(1#為1.90 kg/L，2#為1.65 kg/L)對套管磨損的影響如圖10所示。

從圖10可以看出，密度較高的1#鉆井液比密度較低的2#鉆井液對套管的磨損更大。研究認(rèn)為，高溫高壓井或深井鉆井時(shí)，高密度鉆井液中的重晶石和潤滑劑等雖然可以對套管與鉆桿的接觸產(chǎn)生潤滑作用，但是增大了磨粒磨損程度，增加了對套管的磨損作用。

2.4.4 耐磨帶類型對套管磨損量的影響

通過試驗(yàn)得到了鉆桿接頭上敷焊7種不同耐磨帶情況下的套管累計(jì)磨損量，如圖11所示。從圖11可以看出，各種耐磨帶對應(yīng)的磨損程度差別較大。因此，鉆井過程中應(yīng)盡量選擇有利于保護(hù)套管的鉆桿耐磨帶。根據(jù)式(1)可以得到各耐磨帶對應(yīng)的套管磨損系數(shù)，如圖12所示。

從圖12可以看出，不同耐磨帶對應(yīng)的套管磨損系數(shù)存在差異，但磨損系數(shù)均小于2.0×10-14Pa-1，由于后續(xù)現(xiàn)場作業(yè)中選擇什么類型的鉆桿耐磨帶目前無法確定，因此為保證安全，進(jìn)行套管磨損預(yù)測時(shí)，磨損系數(shù)取2.0×10-14Pa-1。

3 南海西部東方某氣田套管磨損預(yù)測

3.1 氣田概況

東方某高溫高壓氣田共有開發(fā)井27口，其中定向井13口，水平井14口，平均井深4 567.00 m。以A7H井為例對套管磨損進(jìn)行預(yù)測，該井井深5 004.00 m，水平位移3 354.00 m，造斜點(diǎn)井深550.00 m，設(shè)計(jì)狗腿度3°/30m，水垂比1.07，該井技術(shù)套管的下入深度見表3。由于φ311.1 mm井段和φ212.7 mm井段鉆井時(shí)間較長，因此只對φ339.7 mm和φ244.5 mm套管磨損進(jìn)行預(yù)測。鉆進(jìn)φ311.1 mm井段時(shí)，φ339.7 mm套管內(nèi)水基鉆井液密度為1.65 kg/L，鉆進(jìn)φ212.7 mm井段時(shí)，φ224.5 mm套管內(nèi)水基鉆井液密度為1.90 kg/L。

3.2 A7H井套管磨損預(yù)測及剩余強(qiáng)度計(jì)算

3.2.1φ339.7 mm套管

在不考慮防磨措施的情況下，φ339.7 mm套管磨損預(yù)測及剩余強(qiáng)度計(jì)算結(jié)果如圖13—圖17所示。

由圖13—圖17可知，在設(shè)計(jì)造斜率為3°/30m的情況下，造斜點(diǎn)處的套管壁厚磨損了8.5%，剩余套管壁厚為11.15 mm，套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度和抗外擠強(qiáng)度均降低了8.0%，套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度和抗外擠強(qiáng)度的最小安全系數(shù)分別為1.41和1.22，滿足《石油天然氣安全規(guī)程》(AQ2012—2007)規(guī)定(抗內(nèi)壓強(qiáng)度安全系數(shù)1.05～1.25，抗外擠強(qiáng)度安全系數(shù)1.000～1.125)的強(qiáng)度要求。

當(dāng)狗腿度增大到5°/30m時(shí)，套管磨損程度最大為9.2%，剩余套管壁厚為11.06 mm，套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度和抗外擠強(qiáng)度均降低了9.0%，套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度和抗外擠強(qiáng)度的最小安全系數(shù)分別為1.41和1.22，同樣滿足強(qiáng)度要求。

3.2.2φ244.5 mm套管

在不考慮防磨措施的情況下，φ244.5 mm套管磨損預(yù)測及剩余強(qiáng)度計(jì)算結(jié)果如圖18—圖22所示。

由圖18—圖22可知，在設(shè)計(jì)造斜率為3°/30m的情況下，造斜點(diǎn)處套管壁厚磨損13.1%，剩余套管壁厚為10.6 mm，套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度和抗外擠強(qiáng)度均降低了13.0%；套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度和抗外擠強(qiáng)度的最小安全系數(shù)分別為1.47和1.20，滿足強(qiáng)度要求。

當(dāng)狗腿度增大到5°/30m時(shí)，套管磨損程度最大為15.8%，剩余套管壁厚為10.26 mm，套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度和抗外擠強(qiáng)度均降低了16.0%，套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度和抗外擠強(qiáng)度的最小安全系數(shù)分別為1.47和1.19，滿足強(qiáng)度要求，但已接近標(biāo)準(zhǔn)最低要求，風(fēng)險(xiǎn)較大。

從預(yù)測結(jié)果來看，在鉆井過程中有不同程度的套管磨損發(fā)生，但是強(qiáng)度滿足設(shè)計(jì)要求。不過，在后期鉆井作業(yè)過程中，應(yīng)當(dāng)注意控制井身質(zhì)量和狗腿度。

3.3 A7H井實(shí)施情況

2015年2月，A7H井成功完鉆，實(shí)際完鉆井深3 800.00 m，φ339.7 mm套管和φ244.5 mm套管下深分別為2 012.00 m和2 975.00 m。2015年3月，A7H井完井作業(yè)結(jié)束，測試產(chǎn)氣量6.0×105m3/d，井口溫度70.9 ℃，井口壓力30.2 MPa。關(guān)井后求壓，井口壓力為43.9 MPa。產(chǎn)量測試過程中，油管-套管環(huán)空、套管-套管環(huán)空壓力均正常，無環(huán)空帶壓現(xiàn)象。

4 結(jié)論與建議

1) 通過試驗(yàn)得出了相關(guān)參數(shù)(鉆柱與套管試樣之間的接觸力、轉(zhuǎn)速、鉆井液密度、耐磨帶類型)與套管磨損量之間的關(guān)系，即接觸力越大、轉(zhuǎn)速越高、鉆井液密度越大套管累計(jì)磨損量越大；各種鉆桿耐磨帶對應(yīng)的套管磨損差別較大，現(xiàn)場作業(yè)中應(yīng)選擇有利于保護(hù)套管的鉆桿耐磨帶，以減輕套管磨損。

2) 井眼狗腿度越大，造斜段套管磨損越嚴(yán)重。以A7H井φ244.5 mm套管為例，當(dāng)造斜率由3°/30m變?yōu)?°/30m時(shí)，造斜點(diǎn)處套管壁厚磨損厚度增加20.6%，現(xiàn)場鉆井作業(yè)時(shí)應(yīng)當(dāng)加強(qiáng)井身質(zhì)量控制，避免出現(xiàn)較大狗腿度。

3) 通過理論計(jì)算，南海西部東方某高溫高壓氣田開發(fā)井φ339.7 mm和φ244.5 mm套管存在一定程度的磨損，特別是造斜段。但依據(jù)相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，套管強(qiáng)度滿足后續(xù)作業(yè)要求。

4) 在鉆井設(shè)計(jì)過程中，應(yīng)當(dāng)對套管的磨損程度進(jìn)行預(yù)測，依據(jù)工況條件由磨損試驗(yàn)得到磨損系數(shù)，根據(jù)理論模型得到套管磨損量，再將強(qiáng)度計(jì)算結(jié)果與標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行對比，實(shí)現(xiàn)定量評價(jià)，從而為現(xiàn)場作業(yè)是否采取必要的套管防磨措施提供參考和依據(jù)，進(jìn)而保障現(xiàn)場作業(yè)安全。

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[編輯 令文學(xué)]

Casing Wear Prediction for HTHP Gas Wells in West of South China Sea Oilfield

Zeng Chunmin, Wei Longgui, Zhang Chao, Zhang Chong, Liu Xianyu, Huang Liang

(ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong, 524057,China)

Casing wear prediction is conducted to avoid casing wear at the HPHT gas wells west of South China Sea Oilfield.The relation of casing wear loss vs. contact force, rotary speed and drilling fluid density was obtained after casing wear tests were performed with slide-platform tester under simulated conditions. The casing wall thickness loss, burst strength, collapse strength and safety factors were calculated. The tests demonstrated that cumulative casing wear loss increases with the increase of contact force, rotary speed and drilling fluid density. Casing wear magnitude varies greatly in different hardbandings, but the casing wear coefficient is less than 2.0×10-14Pa-1under the designed operation conditions.Taking the Well A7H as an example, its build-up rate is 3°/30m, the losses of wall thickness forφ339.7 mm andφ244.5 mm casings are 8.5% and 13.1% respectively after wearing, the burst strength dropped by 8.0% and 13.0%, the collapse strength was reduced by 8.0% and 13.0%. The minimum safety factors of burst strength are 1.41 and 1.47, and the minimum safety factors of collapse strength are 1.22 and 1.20 respectively, which can still meet the requirements of related standards, and no casing worn out and failed at site operation. A study shows that the polynomial linear relationship between casing wear magnitude and wear time existed when the contact force, rotary speed and drilling fluid density are kept in constant. The method can predict the casing wear magnitude accurately, so as to decide whether the corresponding measures to be taken against casing wear, and to avoid drilling problems.

gas well; casing wear; wear prediction; laboratory testing; field testing; West of South China Sea Oilfield

2014-09-05；改回日期：2015-08-14。

曾春珉(1984—)，男，江西萍鄉(xiāng)人，2006年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(華東)石油工程專業(yè)，2009年獲得中國石油大學(xué)(華東)油氣井工程專業(yè)碩士學(xué)位，工程師，從事海上完井方面的技術(shù)研究工作。

國家科技重大專項(xiàng)課題“鶯瓊盆地高溫高壓天然氣成藏主控因素及勘探方向”(編號：2011ZX05023-004)部分研究成果。

?鉆井完井?

10.11911/syztjs.201506009

TE925+.2

A

1001-0890(2015)06-0046-08

聯(lián)系方式：(0759)3911890，zengchm1@cnooc.com.cn。